МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РФ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭКОНОМИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНСТИТУТ ЕВРОПЫ РАН, г. МОСКВА

МЕЖОТРАСЛЕВОЙ НАУЧНО-ИНФОРМАЦИОННЫЙ ЦЕНТР

ПЕНЗЕНСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО АГРАРНОГО УНИВЕРСИТЕТА

ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС РОССИИ:

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ И СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ

II Международная научно-практическая конференция

Сборник статей

27-28 июня 2019 г.

Пенза

УДК 665.7(470) ББК 65.9(2)

Оргкомитет конференции:

А.Н. Силин - заслуженный деятель науки РФ, доктор социологических наук, профессор Тюменского государственного нефтегазового университета;

Б.Я. Татарских - доктор экономических наук, профессор Самарского государственного экономического университета, действительный член Международной академии инвестиций;

А.Д. Хайтун - доктор экономических наук, профессор Института Европы РАН, г. Москва

Топливно-энергетический комплекс России: актуальные проблемы и стратегия развития: сборник статей II Международной научно - практической конференции – Пенза: РИО ПГАУ, 2019. – 78 с.

В материалах конференции представлены доклады, отражающие результаты исследований наиболее актуальных проблем развития ТЭК России.

Особое внимание уделено нефтегазовому комплексу, экономическому развитию и управлению топливно-энергетического комплекса. Представленные материалы будут полезны для интересующихся актуальными проблемами российской экономики в целом и ее ТЭК в частности.

The conference materials include reports reflecting the results of studies of the most pressing problems of the Russian fuel and energy complex development.

Special attention is paid to the oil and gas complex, economic development and management of the fuel and energy complex. The presented materials will be useful for those interested in the current problems of the Russian economy in General and its fuel and energy sector in particular. ISBN 978-5-94338-986-3 © МНИЦ ПГАУ, 2019

3

УДК 62.681

УТИЛИЗАЦИЯ ТЕПЛА УХОДЯЩИХ ГАЗОВ НА ГПА

И.В. Архипов, И. Ж. Козенко, В.Л. Янн

Дальневосточный Федеральный Университет, г. Владивосток, Российская Федерация

В данной статье представлен вариант модернизации

компрессорной станции за счёт установки теплообменных аппаратов. Актуальность статьи заключается в описании основных вариантах утилизации тепла дымовых газов в ГПА.

Ключевые слова: модернизация, ресурсосбережение, теплота, газ, теплообменник.

Ограниченность ресурсов с одной стороны заставляет искать

альтернативные источники энергии, а с другой максимально рационально использовать уже имеющиеся. Поэтому сырьевые и энергетический предприятия ведут политику по снижению энергии на самообеспечение.

Проблема энергоэффективности не обошла газовый сектор стороной. Актуальным является вопросы повышения эффективности перекачки газа потребителям и снижение его расходов на собственные нужды.

В ходе эксплуатации магистрального газопровода основным потребителем газа является компрессорная станция, так как именно тут расположена газоперекачивающий агрегат, которому необходимо сообщить энергию для работы компрессора. В состав ГПА входит газотурбинная установка, использующаяся для привода центробежных нагнетателей газа. Именно ГТУ нашла широкое применение в нефтегазовой отрасли в настоящее время. Так, например, в ПАО «Газпром» доля компрессорных станций, оснащённых приводом ГТУ, составляет 85%. Оценка перспектив дальнейшего развития транспорта газа подтверждает преимущество газотурбинного вида привода над остальными.

В процессе эксплуатации ГТУ в атмосферу выбрасывается большое количество тепловой энергии (свыше 450 ℃), которую можно было использовать вторично. С одной стороны, это тепло можно пустить на совершенствование цикла ГТУ, а с другой – всё более актуальны задачи, связанные с утилизацией сбросной теплоты

4

на компрессорных станциях для обогрева служебных помещений, а также отоплением ближайших посёлков или тепличных хозяйств. Чтобы использовать теплоту дымовых газов используется теплообменное оборудование.

При установке регенератора тепла, дымовые газы будут отдавать свою тепловую энергию на подогрев воздуха перед камерой сгорания. Это приведёт к увеличению КПД ГТУ и снижению расхода топлива в камере сгорания. Но при этом, стоит учитывать, что прокачка теплоносителей вызывает гидравлические потери, следовательно, затрачивается мощность вала, поэтому КПД увеличится, если эффективность от подогрева воздуха будет больше, чем затраты на перемещение, также, стоит отметить, что от повышения температуры в воздухе увеличивается концентрация выбросов окиси азота.

Также тепло дымовых газов может быть использовано для отопительных нужд за счёт установки водоподогревателя. Такой вариант модернизации сможет обеспечивать потребителей отоплением и горячей водой круглый год. Так, например, один ГПА с расходом дымовых газов в 60 кг/с может выделить до 13 МВт тепла, что вполне достаточно для одновременного отопления самой компрессорной станции, села с населением в 1000 человек и тепличного хозяйства в 1500м , при условии, что эти объекты располагаются в непосредственной близости от самой КС.

Стоит отметить, что возможен объединённый вариант модернизации ГПА, когда утилизатор тепла возвращает часть тепла на подогрев воздуха перед камерой сгорания, и уже после остывания отправляется на подогрев воды. Это подтверждает в очередной раз о тех запасах тепла, которые выбрасываются в атмосферу. Такой вариант модернизации актуален с точки зрения энергоэффективности и ресурсосбережения.

Список использованных источников

1. Бродов, Ю.М., К.Э. Аронсон, С.Н. Блинков и др.

Теплообменники энергетических установок. - Екатеринбург: УрФУ, 2015. 765 с.

2. Коньков, А.Ю., Тимошенко Д.В. Газотурбинные установки для транспорта газа: учеб. пособие – Хабаровск: Изд-во Тихоокеан. гос. ун-та, 2016. – 151 с.

2. Слесаренко, В.В., Гульков А.Н., Соломенник С.Ф. Газотурбинные установки компрессорных станций магистральных

5

газопроводов: учеб. Пособие для ВУЗов. – Владивосток: Дальнаука, 2017. – 277 с.

3. Регенерация теплоты уходящих газов ГПА на компрессорных станциях / Дашкин Р. Х., Душанбаев Т. А. // Аллея науки. – 2018. – №8. – С. 49-55.

4. Утилизация тепла уходящих газов / Десяткин Д.П., Гайфутдинов Р.Р.// Аллея науки. – 2018. – №5. –С. 259-264.

5. Утилизаторы теплоты уходящих газов газотурбинных установок на компрессорных станциях / Тяжельникова Е.Е., Баранова О.А. // Аллея науки. – 2018. – №5. – С. 254-259.

HEART RECOVERY STACK EFFLUENTS ON GCU

I.V. Arkhipov, I. Zh. Kozenko, V.L. Yann

Far Eastern Federal University, Vladivostok, Russian Federation

This article presents a variant of modernization of the compressor

station due to the installation of stack effluents. The relevance of the article lies in the description of the main options for heat recovery of flue gases in GCU.

Keywords: modernization, resource saving, heat, gas, heat exchanger. УДК: 331.5

ПРОБЛЕМЫ КАДРОВОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАЗВИТИЯ АРКТИЧЕСКОЙ ЗОНЫ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

(НА ПРИМЕРЕ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА)

В.В. Белякова, М.Н. Коршунов

ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»,

г. Тюмень, Россия

В статье анализируется рынок труда Арктической зоны Российской Федерации, который в большинстве своем представлен предприятиями топливно-энергетического комплекса. Работа в

6

северных регионах России сопряжена с тяжелыми, а порой и чрезвычайно сложными климатическими условиями. Поэтому предприятия данной отрасли обладают специфической формой организации труда, одной из которых является осуществление трудового процесса вахтовым методом. Одним из важнейших условий перспективного развития отрасли, освоения новых месторождений углеводородного сырья в еще более труднодоступных, удаленных и малонаселенных территориях является повышение уровня приживаемости квалифицированных кадров и снижение социальных издержек внешней вахтовой миграции. На основе проведенного анализа авторы приходят к выводу, что достижение данного результата напрямую связано с уровнем материального стимулирования сотрудников предприятий нефтегазовой промышленности, который нуждается в существенных изменениях.

Ключевые слова: Арктическая зона РФ, вахтовый метод, нефтегазовая отрасль, заработная плата, кадровой потенциал, дефицита кадров.

Арктические территории России, в силу своих природных

богатств и географического расположения, играют определяющую роль в процессе развития национальной экономики, обеспечения обороноспособности и экологической безопасности нашей страны. В Арктике сосредоточены огромные запасы полезных ископаемых, следствием чего является высокий рост инвестиционной привлекательности и усиление присутствия ведущих отечественных а также зарубежных предприятий нефтегазовой промышленности в данном регионе.

Территория российской арктической зоны включает в себя 4 субъекта РФ – Мурманскую область, Ненецкий АО, Чукотский АО и Ямало-Ненецкий АО, а также ряд муниципальных образований, муниципальных районов и городских округов, входящих в состав Республики Коми, Архангельской области, Красноярского края, Республики Саха (Якутия), некоторые земли и острова Северного Ледовитого океана [1].

Главные цели, основные задачи, стратегические приоритеты и механизмы реализации государственной политики в арктическом регионе определяют «Основы государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2020 года и дальнейшую перспективу», которые утверждены Президентом Российской Федерации 18 сентября 2008 г. (далее – Основы). Во

7

исполнение Основ была разработана «Стратегия развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года» (также утверждена Президентом РФ) (далее – Стратегия).

Стабильное социально-экономическое развитие Арктической зоны Российской Федерации, становление и развитие ее экономического каркаса, в большинстве своем обеспечивается реализацией приоритетных проектов в области добычи и переработки полезных ископаемых, что в свою очередь требует привлечения к их реализации большого количества трудовых ресурсов.

Стратегией определено текущее положение социально-экономического развития российской Арктики, которое характеризуется в том числе наличием рисков и угроз в социальной сфере, связанных с отсутствием эффективной системы подготовки кадров, существенными различиями относительно спроса и предложения на рынке трудовых ресурсов в территориальном и профессиональном отношении (дефицит кадров рабочих и инженерных специальностей, в тоже время перенасыщенность рынка специалистами гуманитарных специальностей, а также лицами не имеющими профессионального образования) [2].

Вместе с тем, в качестве одного из методов минимизации вышеуказанных рисков и угроз присутствующих в социальной сфере арктического региона, в целях улучшения качества жизни населения арктических регионов, роста их уровня социального и культурного обслуживания, создание положительной динамики демографических процессов и необходимых социальных условий хозяйственной деятельности Стратегией предусматривается регулирование миграции в Арктике, основанное на возрастных показателях а также уровне подготовки (квалификации) работников, повышение уровня приживаемости квалифицированных кадров и снижение социальных издержек внешней вахтовой миграции [2].

В целях наиболее детального изучения проблем кадрового дефицита, а также проблем переизбытка невостребованных специалистов, целесообразно провести анализ текущей ситуации на рынке труда одного из регионов входящих в состав Арктической зоны РФ – Ямало-Ненецкого автономного округа (таблица 1) [3].

8

Таблица 1 – анализ текущей ситуации на рынке труда ЯНАО

Дефицит кадров

Профессия Уровень подготовки (квалификация)

Направление подготовки (специальность)

Средняя заработ

ная плата, тыс. руб.

Геолог Высшее образование 05.03.01 – Геология 21.03.01 – Нефтегазовое дело

57, 3

Среднее профессиональное образование

21.02.02 - Бурение

Лаборант Высшее образование 04.03.01 – Химия 04.05.01 – Фундаментальная и прикладная химия 19.03.01 – Биотехнология

24,9

Баланс кадров Обогатитель полезных ископаемых

Среднее профессиональное образование

21.02.18 – Обогащение полезных ископаемых

52,3

Слесарь по КИПиА

Среднее профессиональное образование

15.01.20 – Слесарь по контрольно-измерительным приборам и автоматике 27.02.04 – Автоматические системы управления

28,6

Дополнительное профессиональное образование

00.00.01 – Дополнительные курсы по программам профессионального обучения

Профицит кадров Делопроизводитель

Высшее образование 46.03.02 – Документоведение и архивоведение

15,0

Среднее профессиональное образование

46.01.03 – Делопроизводитель 46.02.01 – Документационное обеспечение управления и архивоведение

Маркетолог Высшее образование 27.03.01 – Стандартизация и метрология 27.03.02 – Управление качеством

27,5

9

Выбор Ямало-Ненецкого АО в качестве объекта анализа рынка труда обусловлен тем, что округ по праву считается флагманом российской сырьевой экономики, а также тем, что именно на территории ЯНАО были реализованы такие успешные арктические проекты как: открытие первой очереди завода по производству сжиженного природного газа «Ямал СПГ»; арктический порт Сабетта для обслуживания возросшей добычи сжиженного природного газа и его дальнейшей транспортовки по маршрутам Северного морского пути.

В результате анализа данных, представленных в таблице 1 можно сделать выводы о том, что в дефиците на территории Ямало-Ненецкого автономного округа находятся в основном технические должности, для которых, в большинстве случаев, предусмотрено обязательное наличие высшего образования. По техническим должностям, для замещения которых достаточным является наличие среднего профессионального либо дополнительного профессионального образования наблюдается баланс. Профицит наблюдается по должностям гуманитарного профиля, замещение которых предусматривает наличие как высшего, так и среднего специального образования.

Одним из возможных решений проблемы дефицита кадров рабочих и инженерных профессий является не достаточная трудовая мотивация. Трудовая мотивация определяется в первую очередь размерами индивидуальных доходов населения, которые складываются из величины оплаты труда и различного рода компенсационных выплат.

Поведенческий стереотип советского периода «на Север – за длинным рублем» уже давно утратил свой смысл. Так, средняя заработная плата в России на начало 2018 года составляет 44,5 тыс. руб., в то время как средняя заработная плата по профессиям, находящимся в дефиците в ЯНАО (Геолог и Лаборант), составляет 57,3 и 24,9 тыс. руб. соответственно, что в первом случае – не существенно выше среднего российского уровня, а во втором – даже существенно ниже [4].

В результате проведенного исследования можно сделать выводы о том, что учитывая условия проживания и работы в районах крайнего севера, решение задачи по увеличению приживаемости квалифицированных кадров и сведение к минимуму социальных издержек внешней вахтовой миграции представляется крайне сложным без существенного повышения уровня материальной мотивации работников арктических регионов.

10

Список использованных источников

1. О сухопутных территориях Арктической зоны Российской Федерации: Указ Президента РФ от 02.05.2014 № 296 [Текст] // Собрание законодательства РФ. – 05.05.2014. – N 18 (часть I). – ст. 2136.

2. Стратегия развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года [Электронный ресурс] // СПС «Консультант плюс». – Режим доступа: http://www.consultant.ru/

3. Барометр занятости [Электронный ресурс] // Кадровое обеспечение для развития Арктической зоны РоссииURL: http://arctic.labourmarket.ru/barometer (дата обращения: 10.11.2018).

4. Среднемесячная номинальная начисленная заработная плата работников в целом по экономике по субъектам Российской Федерации в 2013-2018 гг.[Электронный ресурс] // Официальный сайт Федеральной службы государственной статистикиURL: http://www.gks.ru/wps/wcm/connect/rosstat_main/rosstat/ru/statistics/wages/ (дата обращения: 10.11.2018).

PROBLEMS OF HUMAN RESOURCE DEVELOPMENT

ARCTIC ZONE OF THE RUSSIAN FEDERATION (ON THE EXAMPLE OF THE YAMALO-NENETS

AUTONOMOUS DISTRICT)

V.V. Beliakova, M.N. Korshunov

FSBEI HE «Tyumen Industrial University», Tyumen, Russia

The article analyzes the labor market of the Arctic zone of the

Russian Federation, which for the most part is represented by enterprises of the fuel and energy complex. Job in the Northern regions of Russia related with difficult and sometimes extremely difficult climatic conditions. Due to this fact the shift method is applied as a specific form of labor organization, one of which is the implementation of the labor process on a rotational basis. One of the most important conditions for the future development of the industry developing new hydrocarbon fields in even more difficult to reach, remote and sparsely populated areas is to increase the survival rate of qualified personnel and reduce the social costs of

11

external rotational migration. Based on the analysis, the authors come to the conclusion that the achievement of this result is directly related to the level of material incentives for the employees of the oil and gas industry, which needs significant changes.

Keywords: Arctic zone of the Russian Federation, work on a rotational basis, oil and gas industry, wage, labour reserves, lack of the personal. УДК 553.9

ОТХОДЫ УГЛЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В КАЧЕСТВЕ СОРБЕНТОВ-КАТАЛИЗАТОРОВ

С.Н. Горобец

ФГБОУ ВО «Донской государственный аграрный университет»,

п. Персиановский, Россия

В статье проведен анализ отрицательного воздействия угольной промышленности на окружающую среду. Исследованы каталитические и сорбционные характеристики отходов угледобычи.

Ключевые слова: угольная промышленность, добыча угля, окружающая среда, сорбенты, катализаторы.

Исследования последних лет показывают, что работа

горнодобывающих предприятий оказывает отрицательное влияние на окружающую среду. Негативное воздействие проявляется в загрязнении угольными отходами почвы и водных ресурсов. Почва является своеобразным накопителем выбросов, которые в зависимости от природных условий поступают во внешнюю среду. В результате горения и пылеобразования породных отвалов загрязняются водный и воздушный бассейны [1]. Остаточные горные выработки, образовавшиеся в процессе добычи угля открытым способом, ухудшают ландшафт местности. На территории Ростовской области имеются крупнотоннажные отходы добычи угля (более 400 млн. тонн), а породные отвалы занимают большую площадь, являясь техногенными объектами воздействия на состояние природной среды.

Для исправления создавшейся экологической ситуации необходимы эффективные меры, направленные на сокращение отходов или повторное их использование и учитывающие

12

экономические, технические, экологические и социальные факторы. Приоритетным в решении этой проблемы является стимулирование повторного использования отходов. Согласно СанПиН [2] обращение с каждым видом отходов зависит от его происхождения, агрегатного состояния, физико-химических свойств, количественного соотношения компонентов и степени опасности их для здоровья населения и среды обитания человека. Состав пород, составляющих отвалы угольных шахт, зависит от происхождения и внешних воздействий (температура, выветривание), приводящих к его изменению, масштабность которого зависит от генетического возраста терриконов [3]. Террикон (в переводе с французского отвал породы (terri), конический (сonique)) – искусственная насыпь из пустых пород, извлеченных при подземной разработке месторождений угля и других полезных ископаемых. Главными породообразующими минералами термонеизмененных отвальных пород угольных шахт являются: кварц (SiO2 c примесями элементов А1, Fе, Са, Мg, Na, К), слюда, полевой шпат, гидраргиллит, красный железняк (Fe2O3), гетит (FeO(OH)) и слоистые алюмосиликаты; термоизмененных – кварц, красный железняк, ортоклаз, муллит, стекло, шпинель (МgAl2O4 c примесями), магнетит (Fe3O4 c примесями элементов Мg, Аl, Сг, Ni, Мn). В породах, подвергнутых воздействию высоких температур (1400-1450°С), происходят более существенные изменения в минеральном составе. Повышенное содержание гетита и красного железняка, а также увеличенное количество глинистых минералов говорит о возможных ионообменных или каталитических свойствах отвальных пород. Кроме этого, они обладают высокой пористостью и развитой удельной поверхностью, что предполагает наличие в них сорбционных свойств. В настоящее время для очищения грунтов используют искусственные сорбенты-катализаторы, которые по составу сходны с отвальными породами угольных шахт. Производством катализаторов и сорбентов занимаются в основном инжиниринговые компании, которые не всегда имеют возможность протестировать новый продукт в реальных условиях. Любая ошибка при внедрении может стоить десятки миллионов рублей. Наиболее востребованными считаются группы катализаторов каталитического крекинга, гидроочистки, глубокого окисления. Список стратегически важных катализаторов включает более 400 наименований. Производится в России менее 10% от их числа. Если же рассматривать вещественный состав отходов угледобывающей промышленности, то их можно использовать в качестве дешевых и

13

эффективных сорбентов-катализаторов, способных улучшить санитарно-токсикологическое состояние поверхностных и подземных вод.

Результаты лабораторных исследований [4,5], подтверждающие сорбционную и каталитическую способности минеральных отходов угледобывающего производства создают предпосылки для расширения сферы и наращивания масштабов вторичного использования техногенного сырья.

Список использованных источников

1. Антонов, В.П., Харитоновский A.A. Охрана окружающей

среды в угольной промышленности и пути ее совершенствования // Уголь. – 1998. – №4. – С. 26.

2. СанПиН 2.1.7.1322-03 и Гигиенические требования к размещению и обезвреживанию отходов производства и потребления.

3. Заславская, З.И. Особенности минералогического состава отвальных масс угольных шахт Восточного Донбасса. Автореф. дис. канд. геол.-минер. наук. Ростов на-Дону, РГУ, 1998. – 26 с.

4. Трушкова, Е.А. Минимизация антропогенного воздействия поверхностного стока с терриконов на бассейн водосбора: Автореф. дис. канд. техн. наук. – Новочеркасск: НГМА, 2003. – 24 с.

5. Попова, Ю. А., Серпокрылов Н.С. Экспериментапьное обоснование выбора детоксикантов почвогрунтов и грунтовых вод // Проблемы геологии, полезных ископаемых и рационального недропользования: Материалы III Международной научно-практической конференции, г. Новочеркасск, 26 ноября 2004 г. –Новочеркасск: ЮРГТУ, 2004, С. 62-65.

CARBON INDUSTRY WASTES AS SORBENTS-CATALYSTS

S.N. Gorobets

Don State Agrarian University,

Persianovsk, Russia

The article analyzes the negative impact of the coal industry on the environment. The catalytic and sorption characteristics of coal mining wastes are investigated.

Keywords: coal industry, coal mining, environment, sorbents, catalysts.

14

УДК 621.182:614.8

АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ НЕДОСТАТКОВ СУЩЕСТВУЮЩИХ СИСТЕМ БЕЗОПАСНОСТИ НА КОТЕЛЬНЫХ

А.В. Доценко, О.С. Власова

ФГБОУ ВПО ИАиС ВолгГТУ,

г. Волгоград, Россия

В данной статье проведен анализ основных недостатков систем безопасности на котельных в России. Определены причины и виды аварий. Предложены варианты усовершенствования систем безопасности на котельных.

Ключевые слова: теплоснабжение, котельная, котел, авария, взрыв.

В России, как и в странах СНГ, часть районов в городах

снабжается теплотой посредством системы централизованного теплоснабжения (СЦТ). Источником теплоты для СЦТ являются либо теплоэлектроцентраль (ТЭЦ), либо крупные отопительные котельные.

Расположение страны преимущественно в высоких и средних широтах определяет существование на большей части территории России сурового климата. Многие ее регионы расположены в суровых климатических условиях. Проблема бесперебойного теплоснабжения очень актуальна, т.к. оно происходит посредством районных отопительных котельных. Средний срок службы котельных составляет более 30 лет [1].

Внедренная более 20 лет назад автоматика котельных не соответствует требованиям существующих на сегодняшний день СНиПов и инструкций по безопасности. Не выполняются требования контроля герметичности газовых блоков, автоматического розжига горелок и котла, автоматического регулирования параметров. За последние 10-15 лет физический износ объектов социальной инфраструктуры возрос в 1,7 раза и в большинстве городов и населенных пунктов достиг критической величины – 50-70%.

Большинство защитной автоматики на котельных и ТЭЦ построены по принципу контактно-релейной схемы. Данные системы являются морально и технически устаревшими.

15

Недостатком известного устройства является низкая надежность, обусловленная наличием контактно-релейной схемы, которая описываетя следующими характеристиками:

– большие габариты управляющей части системы, связанные с большим количеством реле и их размерами;

– элементы релейной системы разнесены в пространстве (исполнительные устройства, шкаф с управляющей частью системы, пульт оператора), в связи с чем требуется большое количество соединительных проводов, это усложняет монтаж, обслуживание и ремонт системы;

– невысокая надежность контактных элементов, связанная с образованием электрической дуги при замыкании и размыкании контактов;

– переход на управление релейными элементами с помощью микроконтроллеров требует значительной перестройки схемы и введения дополнительных элементов, таких как транзисторные ключи для включения/выключения реле [2].

У рабочего персонала возникают трудности при эксплуатации и ремонте регистрирующей и показывающей аппаратуры. Многие приборы требуют серьезной конструктивной доработки. Не продумана система визуализации хода процесса. Оператор видит не истинные графики изменения рабочих параметров, а лишь их отображение самопишущими приборами.

Рисунок 1 – Основные причины аварий на котельных

16

Из диаграммы, представленной на рисунке 1, видно, что основной причиной возникновения аварий являются ошибочные действия персонала: нарушение требований нормативных документов, несоблюдение мер безопасности при эксплуатации котла персоналом, невыполнение правил содержания топочного помещения.

Анализ аварий, происходящих в котельных и других газоиспользующих объектов, показывает что, в большинстве случаев они происходят при повторных розжигах и по вине человеческого фактора. Автоматика безопасности должна исключать подобные ситуации.

Рисунок 2 – Виды аварий на котельных

Из диаграммы, приведенной на рисунке 2, видно, что наиболее

распространенные аварии на котельных возникают в результате взрыва [3].

Таким образом, для снижения аварий и уровня смертности и травматизма среди персонала на котельных необходимо проведение масштабной реконструкции с переходом на другую технологическую платформу, введение современных систем аварийной защиты котлов автоматизированными системами управления, обучение и контроль качества подготовки обслуживающего персонала, увеличение штата работников, в первую очередь вспомогательного обслуживающего персонала и ремонтного персонала.

Список использованных источников

1. Щеголев, М.М. Котельные установки. – М: Издательство литературы по строительству, 1972. – 384 с.

17

2. Соколов, Б.А. Контрольно-измерительные приборы и автоматика котлов. – М: Academia, 2012. – 64 с.

3. Анализ аварий паровых котлов высокого давления и причин их вызывающих: информ.-аналит. журн. / Восточно-Европейский журнал передовых технологий. – М. – 2010. – 20-24 с.

ANALYSIS OF THE MAIN SHORTCOMINGS OF THE EXISTING

SAFETY SYSTEMS ON BOILERS

A.V. Dotsenko, O.S. Vlasovа

FSBEI HPE IACE of VSTU, Volgograd, Russia

In this article the analysis of the main shortcomings of safety

systems on boiler rooms in Russia is carried out. The causes and types of accidents are determined. The proposed options for improvements to the safety systems on boilers.

Key words: heat supply, boiler room, boiler, accident, explosion. УДК 62

НАГРЕВАТЕЛЬНЫЙ КАБЕЛЬ, ВИДЫ, КЛАССИФИКАЦИИ, КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ, ИХ ТЕХНИЧЕСКИЕ

ХАРАКТЕРИСТИКИ

О. В. Жиркова1

ФГАОУ ВО «Северо-Восточный Федеральный Университет имени М.К. Аммосова» Колледж инфраструктурных технологий,

г.Якутск, Россия В статье дана характеристика видам нагревательных кабелей и

проведен анализ работы их в разных условиях использования. Ключевые слова: нагревательный кабель, электрический ток,

обогрев, мощность кабеля.

1 Научный руководитель Софронова Асия Куприяновна

18

Цель данной работы. Нагревательный кабель, виды, классификации, конструктивные особенности, их технические характеристики. В настоящее время в России, в основном, применяется тип кабеля с постоянным сопротивлением. Конструктивно, он представляет собой изолированную проволоку определённого сопротивления, при подаче напряжения на которую, она выделяет тепловую энергию.

Греющий кабель повсеместно используется для создания качественных систем электрообогрева. Его основная функция – преобразовывать электрический ток, протекающий по нему, в обычное тепло. К преимуществам систем на основе греющего кабеля относится экономия на обслуживании, простота и удобство монтажа. Современные системы обогрева на основе греющих кабелей находят широкое применение в промышленности и для хозяйственных нужд.

Недостатки, присущие данному виду кабеля (постоянного сопротивления), «выливаются» в значительные материальные затраты при проектировании, монтаже и работе, существенно повышая цену системы. Описанные выше особенности, также снижают надежность работы системы, тем самым, повышая стоимость обслуживания и ремонта.

Введение Актуальность данной темы связана с тем, что современные

средства электрического обогрева канализации резко возросла в последние годы. Это связано с тем, что многие частные дома и коттеджи стали комплектоваться современными автономными системами канализации, которые включают в себя различных компоненты очистки сточных вод. Это привело к тому, что часть канализационных труб стала располагаться снаружи (без заглубления). Кроме того, увеличилась средняя протяженность труб канализации для частного дома. Наиболее эффективным способом обогрева канализационных труб и емкостей является использование современного саморегулирующего или резистивного греющего кабеля. Целью данной статьи является виды нагревательного кабеля, классификации, конструктивные особенности, и их технические характеристики. Гипотезой: послужило предположение о том, что нагревательный кабель может изменять вырабатываемую мощность на любом своем участке в зависимости от тех условий, в которых он находится. Новизна: этого кабеля является отличие от других кабелей, этот кабель более гибкий, надежный и экологичный. Практическая значимость: Использование нагревательного кабеля не ограничивается нагревом полов, его можно использовать гораздо шире.

19

Этапы исследования: 1 - исследование динамики нагрева и остывания пола на

протяжении пяти циклов «Включение-выключение» терморегулятора. 2 - исследование предельных температур нагрева пола для

разных удельных мощностей в режиме полного теплового равновесия.

1.Принцип работы нагревательного кабеля

Рисунок 1 – Устройство и принцип работы саморегулирующегося греющегося кабеля

Принцип работы саморегулирующегося греющего кабеля. Эта

работа саморегулирующегося нагревательного кабеля основана на простом свойстве проводника электрического тока: при нагревании увеличивается его сопротивление, а чем выше сопротивление, тем меньше сила тока, следовательно и затрачиваемая мощность (см. рисунок 1).

2.Аналог нагревательного кабеля Саморегулирующийся кабель SRL (аналог Lavita GWS).

Производитель (производства Южная Корея). Греющий кабель серии SRL великолепно подойдет для обогрева труб, кровли или устройства теплого пола. Принцип достижения самостоятельной регуляции проводов представляет собой систему, состоящую из параллельных электрических цепей. Подобная схема позволяет каждой точке кабеля быстро реагировать на малейшие изменения окружающей температуры.

3. Сравнение. Резистивного, зонального и саморегулирующегося кабеля

Тепловая мощность резистивных и зональных кабелей практически не зависит от температуры. Для обеспечения длительной и надежной работы кабелей этих типов весьма важно обеспечить расчетные условия теплоотдачи, чтобы не вызвать недопустимого перегрева. Саморегулирующийся кабель может изменять свою

20

мощность локально, только в зоне перегрева. Это свойство позволяет делать безопасными системы обогрева трубопроводов и резервуаров, в том числе с переменными по длине трубопровода условиями теплоотдачи. Саморегулирующийся кабель дороже резистивного, и, это, пожалуй, единственный его недостаток.

4. Основные понятия Греющий кабель – это кабель с активным греющим

сердечником в виде одного или нескольких нагревательных элементов, которые, при условии прохождении по ним электрического тока, выделяют тепло. Выделенное тепло греющий кабель передает объекту, который нужно обогреть (рисунок 2).

Рисунок 2 – Саморегулирующий греющий кабель

5. Виды нагревательного кабеля 1. Резистивные греющие кабели – это кабель, в котором

тепловую энергию выделяет нагревательная жила, имеющая постоянное сопротивление, окруженная изолирующими материалами, экранами и защитной оболочкой. Такие кабели сравнительно дешевы, их монтаж не вызывает сложностей и не занимает много времени. Недостаток такого кабеля – все части провода имеют одинаковую теплоотдачу.

2. Саморегулирующие кабели – это изолированный кабель, имеющий две токопроводящие жилы из цветного металла (медь). Между данными жилами по всей длине проложен греющий сердечник из термозависимого полупроводникового проводящего материала, который меняет интенсивность выделения тепла в зависимости от температурных показателей.

Зональный кабель – это разновидность резистивных кабелей. Специфика данного вида кабеля заключается в том, что тепловая энергия выделяется в нагревательной спирали, которая имеет через

21

одинаковые промежутки контакт с двумя проводящими ток жилами. В результате формируются зоны выделения тепла, которые соединены параллельно.

6. Классификации нагревательного кабеля Существует два критерия классификации нагревательных

кабелей под стяжку: По количеству проводника: – Одножильный; – Двужильный. По типу провода: – Резистивный; – Саморегулирующийся или экранированный.

7.Технические характеристики 1. Мощность греющего кабеля измеряется в ваттах на погонный

метр и в зависимости от моделей может быть от 5 до 150 Вт/м. Чем больше мощность, тем больше потребление электричества и больше отдача тепла.

2. Температура греющего кабеля. По этому показателю все греющие кабели делятся на три категории:

– Низкотемпературные с рабочей температурой до 65 градусов – Среднетемпературные – 120 градусов – Высокотемпературные – до 240 градусов. 3. Область применения. По области применения кабели делятся на два типа: 1. Пищевой – только его можно применять для монтажа внутри

трубы при обогреве водопровода, который используется для бытовых нужд, подачи питьевой воды.

2. Технический – применяется для монтажа снаружи трубы в любых случаях, может монтироваться внутри трубы только тогда, когда вода не употребляется в пищу (например, в системах полива, мойки или отопления).

Вывод: Таким образом, можно сказать, что нагревательный кабель

позволяет охватывать как разные сферы промышленной деятельности, так и решать различные бытовые задачи. Наиболее часто нагревательный кабель используется для обогрева помещений или сооружение с малой кубатурой, защиты от замерзания воды или для предотвращения скопления воды, нагревание всего или только участка трубопровода, водопровода, канализации и других объектов.

Список использованных источников

1. «Основы термодинамики и теплопередачи», Москва 1958 г.

22

2. ред. Кузенев, В.Ю.; Крехова, О.В. Кабели, провода, материалы для кабельной индустрии - 2006: Технический справочник; Нефть и Газ; Издание 3-е, перераб. и доп. - М., 2012. - 360 c.

3. Электрические кабели, провода и шнуры. Справочник. 5-е издание, переработанное и дополненное. Авторы: Н.И.Белоруссов, А.Е.Саакян, А.И.Яковлева. Под редакцией Н.И.Белоруссова.(М.: Энергоатомиздат, 1987, 1988).

4. Монтаж и ремонт кабельных линий. Справочник электромонтажника. Под редакцией А.Д. Смирнова, Б.А. Соколова, А.Н. Трифонова. 2-е издание, переработанное и дополненное, Москва, Энергоатомиздат, 1990.

5. ред. Кузенев, В.Ю.; Крехова, О.В. Кабели, провода, материалы для кабельной индустрии - 2006: Технический справочник; Нефть и Газ; Издание 3-е, перераб. и доп. - М., 2015. - 360 c.

HEATING CABLE, TYPES, CLASSIFICATION, DESIGN FEATURES, TECHNICAL CHARACTERISTICS

O.V. Zhirkova

North-Eastern Federal University named after

M. K. Ammosov, College infrastructure technologies, Yakutsk, Russia

Тhe article describes the types of heating cables and analyzes their

operation in different conditions of use. Keywords: heating cable, electric current, heating, cable power.

УДК 621.039 : 316.6 (470.21)

ВОПРОСЫ КУЛЬТУРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ

СОХРАНЕНИЯ ЗДОРОВЬЯ ПЕРСОНАЛА НА ОБЪЕКТАХ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ РЕГИОНА

И.П. Карначёв, В.Г. Николаев, А.А. Смирнова, С.В. Николаев

ФГБОУ ВО «Мурманский арктический государственный университет»,

филиал в г. Апатиты, Россия

В статье представлен блок вопросов культуры безопасности, ко-торые позволяют сформировать устойчивое психофизиологического состояние работников на объектах ядерной энергетики Мурманской области.

23

Ключевые слова: психология, культура безопасности, сохранение здоровья, объекты ядерной энергетики, регион.

Культура безопасности – это относительно недавно

появившееся в инженерные практики словосочетание. Большим отличием этого термина от других, применяемых в деятельности специалистов по вопросам промышленной и энергетической безопасности, является то что он относится в первую очередь к поведению людей. Культура безопасности является одним из основных принципов безопасности атомных станций, без чего реализация всех других направлений невозможна. Культура безопасности имеет специфические характерности, выделяющие ее из всех принципов безопасности.

Основным направлением внедрения культуры безопасности на предприятиях является то, что все лица и организации, причастные к ядерной энергетике, должны следовать в своих действиях и взаимоотношениях установленной культуре безопасности (рис. 1). При этом основными чертами культуры безопасности являются [1]:

• ответственность, которая реализуется через установление и описание ответственности организации, должностных обязанностей и понимание их отдельными лицами;

• приверженность, которая требует демонстрации высокого приоритета безопасности на уровне руководителей и признания общих целей безопасности отдельными лицами;

• мотивация, которая формируется посредством методов руководства, постановки целей и создания системы поощрений и наказаний и посредством формирования внутренней позиции отдельных лиц;

• надзор (контроль), включающий практику ревизий и экспертиз и готовность реагировать на критическую позицию отдельных лиц;

• личное осознание, определяющее понимание важности обеспечения безопасности;

• знания и компетентность (профессионализм), которые обеспечиваются через профессиональную подготовку и инструкции для персонала, а также через его самоподготовку и общую культуру, впитываемую с детства.

В Российской Федерации развитием культуры безопасности и качества работы предприятий АЭС начиная с 1989 г. занимаются в Обнинском научно-исследовательском центре (ОБНИЦ), возглавляемого ликвидатором последствий аварии на Чернобольской АЭС, доктором психологических наук, экспертом МАГАТЭ - В.Н. Абрамовой. В методических разработках центра отмечается, что

24

анализ ситуации в этой сфере позволяет выделить следующие первостепенные направления для повышения надежности персонала АЭС и в следствии этого высокого уровня культуры безопасности [2].

• психологическое обеспечение профессионального отбора, поддержки, психокоррекции и реабилитации персонала;

• изучение и разработка практических мер по укреплению системы мотивации, нравственных и других ценностей;

• изучение настроений, отношений персонала к проблемам управления и обеспечения продуктивности и безопасности эксплуатации АЭС.

На данный момент также уже разработаны методики,

позволяющие определять ряды факторов, влияющих на поведение категории работников, участвующих в процессе эксплуатации АЭС [3] (табл. 1).

25

Таблица 1 – Факторы, влияющие на поведение человека-оператора на АЭС

Внутренние факторы Внешние факторы Внешние

организационные факторы

Мотивация: система ценностей, стремлений и интересов - приоритеты,

динамика, развитие.

Эргономические характеристики рабочего

места: интерфейса, рабочего пространства, кресла, стола и прочее.

Внешние по отношению к АЭС связи и влияния.

Профессионально личностные

психологические качества:

ответственность, дисциплина,

добросовестность, лидерство,

коммуникативность.

Эргономика нормативной

документации. Эргономика трудовых

операций.

Цели и стратегии работ по выработке

электроэнергии.

Психофизиологические качества: скорость и

точность реакции, сила и слабость нервной системы, свойства высшей нервной

деятельности.

Гигиена труда. Координация работ и распределение ресурсов

Управление человеческими

ресурсами.

Характеристики мышления, памяти,

внимания.

Латентные ошибки проекта и монтажа на

предшествующих этапах жизненного цикла АЭС.

Функции управления и надзора.

Обучение персонала АЭС.

Функциональное состояние (интегральная

ситуационная характеристика,

включающая состояние физического здоровья,

утомление).

Социально-психологическая

ситуация.

Организационное знание.

Организационная культура.

Организационное обучение.

Профессиональная компетентность: знания,

умения, навыки.

Социальные условия: Уровень жизни в

регионе, оплата труда, медицинское

обеспечение, социальная поддержка.

Коммуникации.

26

Для Мурманской области вопросы культуры безопасности являются очень актуальными поскольку Кольский регион входит в часть Арктической зоны России которая в наибольшей степени развита в сфере энергетики и промышленности. На Кольском полуострове находятся предприятия металлургической и горнодобывающей промышленности в т.ч. Кольская АЭС, которая вырабатывает около 60% электроэнергии генерируемой всей электроэнергетической системой Мурманской области. Территория АЭС расположена в 12 км от города Полярные Зори на берегу озера Имандра и около 200 км от регионального центра города Мурманска. Кольская АЭС была введена в эксплуатацию в период с 1973 по 1984 гг. в составе 4-х энергоблоков типа ВВЭР мощностью 440 МВт каждый, к тому же сумма ее установленной мощности составляет 1760 МВт. Все энергоблоки имеют лицензии на эксплуатацию в течение продленного срока службы.

Для обеспечения стабильного развития Кольской АЭС требуется высококвалифицированный персонал, учитывая близость атомной станции к нескольким населенным пунктам и открытому водоему что само по себе уже определяет необходимость серьезного внимания к системам подготовки и повышения квалификации персонала. С 2010 г. по 2015 г. на Кольской АЭС было проведено 268 проверок состояния безопасности станции различными органами. Из них: 141 проверка – надзорными органами (Ростехнадзор, ФМБА, МЧС и т.д.), 67 проверок – ГК «Росатом» и Концерн «Росэнергоатом», 60 проверок - прочими внешними организациями (включая международные), причём все проверки подтвердили безопасность и экологичность Кольской АЭС.

Список использованных источников

1. Новиков, Г.А. Безопасное использование ядерной энергии:

правовые аспекты и методы управления, регулирования и обеспечения ядерной и радиационной безопасности : учебн. пособие /под ред. Г. А. Новиков, О. Л. Ташлыков, С. Е. Щеклеин. – Екатеринбург: УрФУ, 2011. – 510 с.

2. Культура безопасности в ядерной энергетике / В.В. Бегун, С.В. Широков, С.В. Бегун, Е.Н. Письменный, В.В. Литвинов, И.В. Казачков. – Киев, 2012. –563 с.

3. Карначев П.И., Карначев И.П. Оценка психофизиологического состояния работников Кольской АЭС с позиций надежности персонала, как критерия промышленной

27

безопасности. Материалы научно-практ. конф. с междунар. участием «Экологическая, промышленная и энергетическая безопасность – 2017» (11 – 15 сентября 2017 г.) /под ред. Ю. А. Омельчука, Н. В. Ляминой, Г. В. Кучерика. – Севастополь: СевГУ, 2017. – С. 587–592.

A CULTURE OF SAFETY FOR HEALTH CARE PERSONNEL AT

A NUCLEAR POWER PLANT IN THE REGION

I.P. Karnachev, V.G. Nikolaev, A.A. Smirnova, S.V. Nikolaev

FSBEI HE «Murmansk Arctic state University, branch of Apatity», Apatity, Russia

The article presents a set of safety culture issues that allow to form a

stable psycho-physiological state of employees at nuclear power facilities of the Murmansk region.

Key words: psychology, safety culture, health preservation, nuclear power facilities, region.

УДК 502.3

ОБЯЗАТЕЛЬНЫЙ МОНИТОРИНГ НА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ

И ЛИНЕЙНЫХ СООРУЖЕНИЯХ

Т.А. Квасова2

Самарский государственный технический университет, Самара, Россия

В статье затрагивается тема о таком важном аспекте в

функционировании нефтеперерабатывающего предприятия, как ведение мониторинга. Поднимаются актуальные экологические проблемы, возникшие в результате антропогенной деятельности человека в нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслях, а также ненадлежащего экологического контроля.

2 Научный руководитель О.В. Тупицына - д.т.н., профессор

28

Ключевые слова: экология, экологический мониторинг, нефтеперерабатывающее предприятие, антропогенное воздействие, техногенная залежь нефтепродуктов, «нефтяная линза», геологическая среда, природные ресурсы.

Состояние окружающей среды и производственной территории

непрерывно изменяется. Изменения являются различными по направленности, характеру, величине, неравномерно распределены в пространстве и во времени. Однако, природные, изменения состояния среды имеют очень важную особенность - они, как правило, происходят около среднего уровня. Их показатели изменяются в течение длительного периода.

Техногенные изменения состояния прилегающей производственной территории являются другой особенностью, которые стали особенно значительными в последние десятилетие. Для оценки негативных последствий техногенного воздействия появилась необходимость в организации специальной системы наблюдения и анализа состояния окружающей среды. Такую систему называют системой мониторинга состояния окружающей среды, которая является частью универсальной системы контроля состояния окружающей среды.

Наибольшее количество заводов нефтеперерабатывающей промышленности России были построены в военное и послевоенное время. Тяжёлое положение в стране с объёмом поставок авиационного и автомобильного бензинов и их низким качеством было связано с общим неудовлетворительным положением советских нефтеперерабатывающих заводов. 85% нефти перерабатывалось методом простой перегонки на кубовых и трубчатых атмосферно – вакуумных установках. Так называемая «мазутная ориентация», в результате которой выпуск «светлых» нефтепродуктов в целом по стране едва достигал 20%, являлась основным негативным фактором, осложняющим полное и надежное обеспечение горюче-смазочными материалами как отраслей народного хозяйства СССР, так и его Вооруженных Сил. (Иголкин,2007).

Известно, что добыча, переработка, хранение и транспортировка нефти сопровождается аварийными утечками, разливами нефти на поверхность земли. Быстрый износ запирающей и регулирующей арматуры приводили к многократным разливам нефти в течение многих десятилетий. Это, в свою очередь, приводит к их фильтрации в водоносные горизонты, в результате чего значительное количество нефтепродуктов скапливается в зоне аэрации, образовывая на

29

поверхности грунтовых вод техногенную залежь утерянных нефтепродуктов – плавающие линзы, частично растворяющиеся в подземных водах. Подвижность подземных вод приводит к тому, что они становятся мощным агентом переноса загрязнений от очага его формирования на большие расстояния с частичным выклиниванием скопившихся под землей нефтепродуктов в поверхностные водотоки и водоёмы. (Дадашев, Гайрабеков, Усманов, 2008). Накопление линзы осуществлялось поступлениями того времени и под большим вопросом не поступают ли они сейчас: по некоторым данным о потерях нефтепродуктов, 1% добываемой нефти теряется (в России добывается 500 млн тонн ежегодно, 1% – это 5 млн тонн, которые «рассеиваются в окружающую среду»).

Данная проблема актуальна не только для всех нефтеперерабатывающих заводов на территории России, но и для территорий далеко за её пределами. Но если в России этой проблеме начали уделять пристальное внимание только в последнее десятилетие, то в промышленно-развитых странах её изучением занимаются многочисленные проектные и производственные компании и в её решение вкладываются весьма крупные денежные средства. Опыт этих стран показывает, что если мелкие очаги загрязнения (сотни м ) удается ликвидировать сравнительно быстро (за несколько лет), то локализация и ликвидация крупных очагов загрязнения растягивается на многие десятилетия. Особенно долговременным, трудоёмким и дорогостоящим является процесс окончательной реабилитации геологической среды в связи с её высокой инертностью относительно сформировавшегося загрязнения. (Гайрабеков, Дадашев, Усманов, 2009).

Есть еще одна острая экологическая проблема на нефтеперерабатывающих предприятиях: высокий, сложившийся, естественный техногенный фон вследствие достаточно длительного срока эксплуатации НПЗ, обусловленный их деятельностью. Как правило, среди мониторинговых исследований этот фон не зафиксирован. Конечно, есть посты наблюдения за загрязнением атмосферного воздуха, но все они расположены в населенных пунктах, а не за их пределами. Так как эти посты наблюдения появились в конце 80-х – начале 90-х годов, они расположены по городам в пределах существующей застройки того периода. Спустя время города увеличились в своих геометрических размерах, но сеть режима наблюдения осталась прежде. Ярким примером является

30

город Самара: здесь имеется 18 наблюдательных постов, которые контролируют только 40% населенной территории. А остальные 60%, где также функционируют предприятия и живут люди, вообще не охвачена системой мониторинговых исследований. Росгидромет, который контролирует качество атмосферного воздуха на территории жилых районов, сетью их не покрывает – эти данные отсутствуют; а промышленные предприятия как бы имеют обязательства по ведению мониторинговых исследований, но достоверную информацию получить невозможно, потому что фоновая общая система показателей не идентифицирована. Отсутствие системного подхода по развитию сети, по её наращиванию с развитием города и с развитием предприятий никем не контролируется. Данная проблема связана с обеспечением качества атмосферного воздуха населенных мест и с регламентной работой предприятий. Это огромный пробел, который никем не ликвидируется и даже не рассматривается в ближайшем перспективе.

Также следует отметить, что нефтеперерабатывающие предприятия относятся к объектам, оказывающим значительное негативное воздействие на окружающую среду и относящихся к областям применения наилучших доступных технологий, - объекты I категории; (ФЗ от 10.01.2002 №7 – ФЗ (ред. от 31.12.2017) «Об охране окружающей среды»).

Конечно, мониторинг является обязательным для того, чтобы оценивать текущее состояние, но это всё вторично. На основе результатов систематических исследований необходимо строить прогнозы, но, к сожалению, у нас эти модели совсем не используются. На каждой территории есть своя определенная аэродинамика, свои климатические характеристики и с учетом этого, на основе постоянных замеров, можно прогнозировать мероприятия по технологической работе установок, потому что необходимо помнить, что помимо технологии есть охрана окружающей среды.

Основной целью мониторинга на нефтеперерабатывающих предприятиях является ликвидация накопленного ущерба от работы НПЗ и его предотвращение в будущем. Чем быстрее общество современного мира оценит и осознает глобальность рассмотренных проблем, а главное, активно приступит к их устранению, тем более высоки шансы на обеспечение экологически чистого будущего нашим потомкам.

31

Список использованных источников 1. Никитин, В.В. Горючее – фронту. М.: Воениздат, 1984. – 205

с. 2. Дадашев, Р.Х., Гайрабеков У.Т., Усманов А,Х. Экологические

проблемы техногенных залежей нефтепродуктов на территории г. Грозный: история и современность // Экологическая ситуация на Северном Кавказе: проблемы и пути их решения: матер. всерос. научно-практ. конф. – Грозный, 2008. – С. 278-286.

3. Гайрабеков, У.Т., Дадашев Р.Х., Усманов А.Х. Геоэкологическая оценка воздействия техногенных залежей нефтепродуктов на геологическую среду г. Грозного // Естественные технические науки. -2009. -№2 (40). –С. 245-176 с.

4. Иголкин, А.А. Нефтеперерабатывающие заводы, поставленные в СССР из США по ленд-лизу // Бурение и нефть. – 2007. – №5. – С.46.

5. Федеральный закон от 10.01.2002 №7 – ФЗ (ред. от 31.12.2017) «Об охране окружающей среды»).

OBLIGATORY MONITORING AT OIL REFINING ENTERPRISES AND LINEAR FACILITIES

T.A. Kvasova

Samara state technical University,

Samara, Russia

The article deals with the topic of such an important aspect in the functioning of an oil refinery as monitoring. Topical environmental problems that have arisen as a result of human activity in the oil refining and petrochemical industries, as well as inadequate environmental monitoring, are being raised.

Key words: ecology, environmental monitoring, oil refinery, anthropogenic impact, man-made deposits of petroleum products, oil lens, geological environment, natural resources.

32

УДК 004.94

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В ПО MATRIX LABORATORY

И. Ж. Козенко, И.В. Архипов, В.Л. Янн

Дальневосточный Федеральный Университет,

г. Владивосток, Российская Федерация

В данной статье представлена нефтяная залежь в трехмерном пространстве с помощью программного обеспечения Matlab. Потенциал добычи был рассчитан по формулам Крылова и Дарси. Актуальность исследовательской статьи заключается в возможности рассчитать потенциал месторождения. Данная программа может помочь в исследованиях и анализе нефтяных месторождений.

Ключевые слова: моделирование, нефть, модель, дебит, добыча, скважина.

Нефтегазовая отрасль сегодня является одной из ведущих сфер,

нуждающихся в современных технологиях с целью упрощения и удешевления процессов разведки месторождений, добычи и транспортировки углеводородов. Для разведки и разработки скважины требуется большой бюджет. Поэтому, целесообразно на предварительном этапе разведки залежей применить детальный анализ месторождений нефти и газа.

Все множество прикладных задач, связанных с разведкой и освоением месторождений, добычей, транспортом и другими направлениями, должно быть тщательно запланировано.

Цель нашей работы - визуализировать залежь углеводородов, а также найти оптимальный дебит и радиус стволов нефтяных скважин в зависимости от показателей месторождения, учитывая при этом высотные показатели.

Добыча нефти может проводиться разными методами воздействия на залежь, но наиболее простым, практичным и экономичным способом является фонтанная эксплуатация нефтяных скважин. Она очень эффективна для добычи углеводородов особенно на новых площадях и может применяться в начальных стадиях разработки. Фонтанный метод имеет ряд преимуществ относительно других методов добычи: простота оборудования скважин и отсутствие подачи энергии в скважину с поверхности. Данный метод

33

возможен только при высоком пластовом давлении, большем чем гидростатическое давление столба нефти в стволе скважины. В зависимости от расположения ствола скважины на залежи, приведенное давление и пластовое давление будет отличаться за счет разной глубины залегания пласта в сводовой и крыльевых зонах. К надземному оборудованию можно отнести фонтанную арматуру, а к подземному НКТ.

Существуют многие ПО для моделирования, интегрирования и расчета физико-математических процессов и явлений. Одной из характерных программ является платное программное обеспечение Petrel, объединяющие в единую технологическую цепочку геофизику, геологию и разработку месторождений. Главными минусами подобных профессиональных программ можно назвать высокую стоимость модулей программы и сложный интерфейс для обывателя, не позволяющий грамотно разобраться в функционале пакета. Но программное обеспечение Matrix Laboratory условно бесплатно при покупке лицензии. Но лицензия выдается бессрочно и возможна покупка продукта различными фирмами и юридическими лицами, что дает нам массу преимуществ. С помощью Matlab можно также визуализировать месторождение и режим его работы, а также провести необходимые расчеты. Все это подкрепляется удобным графическим интерфейсом, эргономичный для работы даже новичкам программирования.

Достоинством данной программной среды является большое количество модулей и библиотек для работы с функциями, а также достаточное количество специализированных инструментов, необходимых для решения определённого класса задач и построения различных математических моделей. Для подробного изучения программ существует справка, которая поможет ознакомится с командами и покажет их применение на практике. Также присутствует официальный сайт программы, где можно задать необходимый вопрос специалистам.

Модель визуализирует залежь в трехмерном пространстве, учитывает коллекторские свойства породы, гидродинамический режим работы залежи и геометрию эксплуатационной сети, отражает направления потока флюида и распределение пластового давления.

Для построения модели были использованы следующие команды: 1. Функция griddata как создает трехмерную поверхность, благодаря

массиву данных ZI в результате интерполяции исходной функции z, заданной на неравномерной сетке {x, y}.

34

2. Функция meshgrid формирует границы модели и создает ее двумерное изображение. В данной работе эта команда создает брахиморфную антиклиналь, площадью равной 16 км2 на глубине залегания 1600 м.

3. Функция contour формирует горизонтали по всей математической модели, показывающую рельеф залежи.

4. Функция gradient формирует вектора трехмерных координат и переводит их в двумерное изображение. Показывает течение нефти в пласте по градиенту понижения давления.

5. Функция quiver компонует и выводит на экран поле градиентов функции для каждой пары элементов массивов X и Y. Совокупность этих функций помогло нам визуализировать ход

работы фонтанной эксплуатации нефтяных скважин.

Рисунок 1 – Модель нефтяной залежи со скважинами и высотными

отметками Также была показана высота скважин при помощи цветовой

гаммы. Это позволяет в объеме увидеть положение скважины на антиклинали. Следующим этапом был расчет оптимального радиуса стволов скважин, а, следовательно, и дебит. Расчетная часть опускается в связи с ее громоздкостью, большим количеством вводных параметров и внушительностью формул. При нахождении

35

среднего дебита скважины использовались формулы академика Крылова.

Дебит скважины – количество нефтепродуктов, полученное в единицу времени – также зависит не только от показателей нефти, но и от расположения ее на антиклинали. Нами предложен расчет оптимального радиуса стволов скважин по формуле Дюпона-Дарси.

Оптимальный радиус будет зависеть от параметров месторождения и расположения скважин на месторождении. Так мы можем оптимально расставить сетку рабочих скважин и с максимальным эффектом использовать нефтяное месторождение. При таком радиусе стволов скважины будет достигнут максимальный дебит, следовательно, выполняется главная задача эксплуатации нефтяной залежи – достижение максимальной добычи.

Итоги проделанной работы: 1) Визуализация скважины в трехмерном пространстве с учетом

стволов скважин. 2) Определение хода работы скважин на антиклинали,

демонстрация распределения пластового и приведенного давления в залежи.

3) Расчёт оптимальных характерных параметров добычи нефти при любых входных параметрах.

4) Все вышеперечисленное можно относить к любой другой залежи, даже к залежам, находящимся в условиях вечной мерзлоты, то есть данная работа является универсальной и практичной.

Программа позволяет решать некоторые виды задач, связанных с разработкой нефтегазовых месторождений и вести подсчет запасов [3]. При вводе таких параметров, как дебит, радиус скважины, проницаемость пласта, толщина и глубина залежи, GNU Matlab помогает узнать КПД скважин, актуальность и практичность нефтегазового комплекса. В зависимости от этих данных, мы можем изменять параметры добычи нефти и тем самым улучшать работу сети фонтанных скважин.

Список использованных источников

1. Коршак, А.А. Основы нефтегазового дела / Учебник для вузов

/ Коршак А.А., Шаммазов А.М. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. – 528 с.

2. Мищенко, И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа / И.Т. Мищенко. – М.: Издательство «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. – 296 с.

36

3. MATLAB for Artificial Intelligence [Электронный ресурс]. – Режим доступа: URL: https://www.mathworks.com. (Дата обращения: 16.04.2019)

4. Фонтанный метод добычи нефти [Электронный источник]. – Режим доступа: URL: http://vseonefti.ru/upstream/sposoby-dobychi.html. (Дата обращения: 16.04.2019)

SOFTWARE MATRIX LABORATORY OIL DEPOSIT MATHEMATIC SIMULATION

I. Zh. Kozenko, I.V. Arkhipov, V.L. Yann

Far Eastern Federal University, Vladivostok, Russian Federation

In this paper petroleum deposit with wells were visualized in three-

dimensional space with the Matlab Software. The best possible radius and open flow production potential were calculated with Krylov's and Darcy's formulas. The relevance of research article is opportunity to count a production rate operating in ever-frozen ground. This program can help to research and analysis of oilfield of Arctic.

Keywords: simulation, oil, model, debit, production, well.

УДК 334.02, 338.5

ЭТАЛОННЫЙ МЕТОД УСТАНОВЛЕНИЯ СБЫТОВЫХ НАДБАВОК ГАРАНТИРУЮЩИХ ПОСТАВЩИКОВ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ: ОСОБЕННОСТИ РЕГУЛИРОВАНИЯ В РОССИИ

В.В. Кузнецов, О.О. Мозговая

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего образования «Российская академия народного хозяйства и государственной службы при Президенте Российской

Федерации» (РАНХиГС), г. Москва, Россия

Переход на регулирование по методу эталонных затрат призван

повысить эффективность сбытовых компаний. Анализ норм, правил и

37

результатов применения метода выявил его слабые и сильные стороны. Переход на эталонный метод регулирования обеспечил снижение субъективности при определении необходимой валовой выручки гарантирующих поставщиков. Однако отсутствие механизмов оценки эффективности деятельности сбытовых компаний не создаёт стимулов для минимизации стоимости услуг, и привело к росту величины валовой выручки и сбытовой надбавки.

Ключевые слова: гарантирующий поставщик, эталонный сбыт, эталонные затраты, эталонная выручка, необходимая валовая выручка, сбытовая надбавка

Программными правительственными документами, в частности,

государственной программой Российской Федерации «Экономическое развитие и инновационная экономика» (утв. Постановлением Правительства Российской Федерации от 15.04.2014 г. №316 (ред. от 22.05.2019 г.) предусматривается развитие системы комплексного стимулирующего регулирования с целью повышения эффективности функционирования субъектов естественных монополий, целью которого является создание долгосрочных стимулов для технологического развития и модернизации, повышение эффективности деятельности и качества предоставляемых услуг.

После длительных обсуждений, Правительством Российской Федерации было принято решение о переходе с 1 июля 2018 г. к регулированию сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков электрической энергии с применением эталонного метода (или метода сравнения аналогов), который предполагает нормирование затрат по выполняемым функциям и относится к стимулирующим методам регулирования.

Переходный период регулирования Наиболее сложной с точки зрения регулирования задачей

является практическая необходимость изменения порядка расчета цен (тарифов) на услуги регулируемых организаций на начальном этапе перехода к эталонному регулированию.

Подготовка к переходу на регулирование с использованием метода сравнения аналогов при установлении тарифов гарантирующих поставщиков началась в 2011 г. Однако, только в июле 2017 г. были внесены изменения в постановление Правительства РФ от 29.12.2011 №1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» (далее – постановление Правительства №1178), которые скорректировали

38

утверждённые ранее правила расчёта эталонной надбавки сбытовых организаций и дополнили нормы права такими понятиями как «эталон затрат» и «эталонная выручка гарантирующего поставщика». Согласно документу, эталон затрат представляет собой экономически обоснованную удельную величину затрат, связанную с осуществлением регулируемой деятельности в качестве гарантирующего поставщика, определяемую методом сравнения аналогов, устанавливаемую по статьям расходов. Расчет эталонов затрат лежит в основе расчета эталонной выручки гарантирующего поставщика, которая представляет собой необходимую валовую выручку гарантирующего поставщика, определяемую методом сравнения аналогов [1].

В течение переходного периода (начиная со 2 полугодия 2018 г.) введенный п. 65 постановления Правительства №1178 новый порядок расчёта величины сбытовой надбавки предусматривает, что расчет необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика осуществляется регулятором с использованием двух методов: экономически обоснованных затрат и метода сравнения аналогов по формуле (1) [2].

НВВ = 푥 × ЭВ + (1 − 푥 ) × НВВ ,(1) где НВВ – совокупная необходимая валовая выручку

гарантирующего поставщика; 푥 – установленная доля, обеспечивающая доведение размера

необходимой валовой выручки, рассчитанной методом экономически обоснованных затрат, до уровня эталонной выручкой;

ЭВ – эталонная выручка гарантирующего поставщика; НВВ – необходимая валовая выручка гарантирующего

поставщика, рассчитанная методом экономически обоснованных затрат.

Законодательством предусмотрено три варианта поэтапной смены метода регулирования гарантирующего поставщика, основным критерием в выборе которого является соотношение необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика, рассчитанной методом экономически обоснованных затрат (без учета недополученных или излишне полученных доходов от осуществления деятельности в качестве гарантирующего поставщика за период действия ранее утверждённых сбытовых надбавок) и эталонной выручки гарантирующего поставщика:

39

вариант 1: если величина необходимой валовой выручки и эталонная выручка совпадают (т. е. НВВ1 = ЭВ), то переход на метод сравнения аналогов для данного гарантирующего поставщика происходит с второго полугодия 2018 г.;

вариант 2: если величина необходимой валовой выручки превышает уровень эталонной выручки (т. е. НВВ1 > ЭВ), то переход с метода экономически обоснованных расходов на метод сравнения аналогов, для которого устанавливаются эталоны затрат, осуществляется в течение 2 лет. При этом в первом году значение параметра 푥 составляет 0,5, во втором – 1;

вариант 3: если величина эталонной выручки превышает уровень необходимой валовой выручки (т. е. НВВ1 < ЭВ), то переход с метода экономически обоснованных расходов на метод сравнения аналогов, для которого устанавливаются эталоны затрат, осуществляется в течение 3 лет. Для этого высшим должностным лицом субъекта РФ формируется поэтапный график изменения необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика, который рассчитывается с учётом индекса изменения совокупной необходимой валовой выручки, величина которого определяется путем увеличения индекса потребительских цен на 4%. В случае отсутствия утверждённого графика расчёт необходимой валовой выручки осуществляется методом сравнения аналогов без переходного периода (т. е. установление тарифа методом сравнения аналогов осуществляется со второго полугодия 2018 г. в полном объёме).

Таким образом, не позднее 2020 г. регулирование сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков полностью перейдет на эталонный метод. В отношении переходного периода стоит отметить, что выявление применяемого сценария перехода конкретного гарантирующего поставщика электрической энергии на метод сравнения аналогов, осложнено, с одной стороны, отсутствием публикации этого выбора, а с другой – не раскрытием всех необходимых для расчёта эталонной валовой выручки показателей.

Сравнительный анализ изменения в результате перехода на метод сравнения аналогов величины необходимой валовой выручки гарантирующих поставщиков (рисунок 1) на течение переходного периода (2018–2020 гг.) по выборке, включающей 16 гарантирующих поставщиков, функционирующих в различных регионах страны, показал следующее:

– утвержденная на 2019 г. необходимая валовая выручка гарантирующих поставщиков, существенно выросла по сравнению с

40

уровнем 2018 г., превысив индекс потребительских цен, предусмотренный в соответствии с прогнозом социально-экономического развития РФ (4,3%) по двенадцати гарантирующим поставщикам, включенным в выборку. При этом, в девяти из них, прирост оказался значительным (от 17% до 90%). Снижение утвержденной на 2019 г. необходимой валовой выручки, наблюдалось только по двум гарантирующим поставщикам (на 48% и 0,06%);

– необходимая валовая выручка гарантирующих поставщиков, утверждаемая на 2019 г., оказалась ниже предложений гарантирующих поставщиков (от 2,3% до 62,4%) по девяти гарантирующим поставщикам, попавшим в выборку; выше предложений гарантирующих поставщиков (от 1,9% до 9,5%) по четырем гарантирующим поставщикам; осталась практически без изменений для трех гарантирующих поставщиков;

– предлагаемая гарантирующими поставщиками величина необходимой валовой выручки на 2020 г. растет по сравнению с величиной необходимой валовой выручки, утвержденной на 2019 г., галопирующими темпами по всем гарантирующим поставщикам, включенным в выборку, за исключением АО «Белгородэнергосбыт».

– динамика изменения полезного отпуска (утвержденного и планового) не коррелирует с динамикой изменения необходимой валовой выручки (плановой и утвержденной).

Новый порядок определения эталонной выручки гарантирующего поставщика

Особенность применения в России эталонного метода регулирования состоит в том, что плановая эталонная выручка гарантирующего поставщика (ЭВ) рассчитывается на основе утвержденных эталонов затрат по отдельным статьям расходов, входящим в постоянный и переменный компонент затрат, дифференцированно по каждой группе и подгруппе потребителей (п. 65 (2) постановления Правительства №1178).

В соответствии с законодательством к постоянному компоненту (или условно-постоянным расходам, подконтрольным гарантирующему поставщику), относятся следующие статьи расходов: «оплата труда», «содержание помещений», «печать и доставка документов», «организация работы по обработке обращений и информированию посредством телефонной связи», «организация сбора и обработки показаний приборов учёта», «обеспечение потребителю/покупателю возможности оплаты услуг по договору энергоснабжения различными способами, в том числе напрямую гарантирующему поставщику», «оплата накладных расходов».

41

Рисунок 1 – Необходимая валовая выручка гарантирующих поставщиков, утвержденная на 2018 г., 2019 г.,

и предлагаемая регулируемыми организаций на 2019 – 2020 гг., тыс. руб.

41

42

К переменному компоненту (или условно-переменным расходам) относятся «расходы на обслуживание кредитов» и «резерв по сомнительным долгам».

Матрицы размеров эталонных затрат в отношении отдельных статей расходов, входящих постоянный компонент, устанавливаются Федеральной антимонопольной службой в рублях на одну точку поставки дифференцировано в соответствии со следующими факторными показателями:

1. Категория потребителей. В соответствии с этой градацией эталоны определяются для следующих категорий потребителей: «население и лица, приравненные к ним категории потребителей» (включая подгруппы «городское население» и «сельское население», «исполнителей коммунальных услуг» и «иные потребители, приравненные к населению») и «промышленные потребители» (включая подгруппы «менее 670 кВт», «от 670 кВт до 10 МВт», «не менее 10 МВт» и «сетевые организации»). В отличии от методики 2011 г. новая методика уменьшила количество подгрупп в группе «промышленные потребители», объединив вместе две подгруппы с наименьшими объемами потребления.

2. Масштаб деятельности гарантирующего поставщика. Всего выделяют 10 групп масштабов деятельности гарантирующего поставщика, определяемых исходя из количества обслуживаемых точек поставки. Необходимость деления эталонов затрат гарантирующих поставщиков в соответствии с масштабом их деятельности определяется тем, что переменные издержки прямо пропорциональны производимой продукции, в то время как постоянные издержки неизменны при увеличении объёмов производства. По этой причине увеличение количества точек поставок определяет снижение удельной величины постоянных издержек, которые приходятся на 1 единицу продукции. В экономической литературе такой порядок изменения величины удельных затрат называется эффектом масштаба. В связи с этим рост масштаба деятельности гарантирующего поставщика, соответствует увеличению порядкового номера группы, предполагает снижение удельной величины эталонных затрат на одну точку поставки.

3. Регион, в котором осуществляет свою деятельность гарантирующий поставщик (всего 21 группа регионов).

На переходный период Федеральной антимонопольной службой значения эталонов затрат по постоянному компоненту утверждены в ценах 2016 г. (приложение 3 и 4 приказа ФАС России от 21.11.2017 №1554/17). Методикой предусмотрена корректировка установленных

43

значений эталонов затрат по постоянному компоненту на индекс потребительских цен в соответствии с прогнозом социально-экономического развития РФ на соответствующий период регулирования. Установленные значения эталонов затрат подлежат пересмотру не чаще одного раза в 3 года.

Эталоны затрат в отношении статей расходов, входящих переменный компонент, устанавливаются Федеральной антимонопольной службой виде предельных ограничений в процентном отношении от валовой выручки гарантирующего поставщика по соответствующей группе (подгруппе) потребителей (п. 65 (2) постановления Правительства №1178).

Предусмотренные методикой полномочия Федеральной антимонопольной службы по установлению эталонов затрат устраняют субъективный подход региональных регулирующих органов при определении величины расходов, включаемых в необходимую валовую выручку гарантирующих поставщиков.

Порядок определения валовой выручки гарантирующего поставщика, предусмотренный новой методикой расчета сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода эталонных затрат, включает следующие этапы:

– определение величины постоянных компонентов или условно-постоянных расходов, подконтрольных гарантирующему поставщику, посредством суммирования произведений количества точек поставок по каждой группе потребителей и утвержденных значений эталонов затрат для соответствующей группы потребителей, определенных с учетом всех дифференцирующих факторов и скорректированных на индекс потребительских цен;

– определение величины переменных компонентов или условно-переменных расходов и предпринимательской прибыли гарантирующего поставщика, рассчитываемых исходя из планируемых регулируемыми организациями величин с учетом предельных ограничений, устанавливаемых в процентном отношении от валовой выручки гарантирующего поставщика по соответствующей группе (подгруппе) потребителей;

– определение величины «неподконтрольных затрат гарантирующего поставщика», к которым относятся следующие статьи расходов: «амортизация», «налоги», «капитальные вложения из прибыли»;

– определение величины недополученного (излишне полученного) дохода в предшествующем отчетном периоде.

44

Таким образом, применяемая в России методика эталонного метода регулирования состоит в том, что плановая эталонная выручка гарантирующего поставщика, по сути, рассчитывается на основе утвержденных эталонов затрат только по статьям расходов, включаемым в постоянный компонент затрат, а не по всем расходам, формирующим необходимую валовую выручку гарантирующего поставщика. Величина остальных расходов гарантирующих поставщиков регламентируется традиционным подходом, состоящем в оценке их экономической обоснованности и лимитировании предельного уровня затрат в процентном отношении от величины валовой выручки.

Иными словами, основным «стимулирующим» инструментом эталонного метода регулирования является, по сути, прямое ограничение роста расходов гарантирующих поставщиков, что в отсутствие механизмов оценки эффективности деятельности гарантирующих поставщиков не создаст достаточных стимулов для повышения со стороны гарантирующих поставщиков операционной эффективности, направленной на минимизацию стоимости оказываемых услуг.

Вместе с тем, экономическая теория регулирования сводит суть эталонного метода регулирования к определению требований, предъявляемых к регулируемой организации на основе относительной оценки ее эффективности и последующего ее сравнения с эталонными показателями. В научной литературе в качестве необходимых условий использования эталонного метода регулирования выделяют, в том числе, наличие стимулов (вознаграждений) за повышение эффективности (производительности) и штрафы за снижение производительности [3].

Российская методика применения эталонного метода предусматривает, что значения эталонов затрат по каждой статье расходов, включаемых в постоянный компонент, определяются Федеральной антимонопольной службой, исходя из многофакторной модели, учитывающей несколько параметров (масштаб деятельности, регион функционирования, подгруппа потребителей). С одной стороны, такой подход позволяет региональным регулирующим органам рассчитывать величину необходимой валовой выручки гарантирующих поставщиков с учетом имеющихся различий и особенностей в условиях их функционирования. Однако с другой – сам порядок определения Федеральной антимонопольной службой величин предусмотренных методикой лимитов эталонов затрат на одну точку поставки остается непрозрачным.

45

Таким образом, российская методика определения сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков до конца не решает задачи повышения объективности и прозрачности установления сбытовых надбавок и тарифов (цен) на электрическую энергию для конечных потребителей, решаемые в научной литературе и международной практике в результате использования эталонного метода для определения величины расходов гарантирующих поставщиков.

Список использованных источников

1. Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 №1178 (ред.

от 09.03.2019) «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» (вместе с «Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике», «Правилами государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике») / Первоначальный текст документа опубликован в издании «Собрание законодательства РФ», 23.01.2012, N 4, ст. 504.

2. Постановление Правительства РФ от 29.06.2018 №749 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу установления и применения сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков» / Первоначальный текст документа опубликован в издании «Собрание законодательства РФ», 09.07.2018, № 28, ст. 4212.

3. Mizutani, F., Kozumi H., Matsushima N., Does yardstick regulation really work? Empirical evidence from Japan’s rail industry // Springer Science and Business Media 36. 2009. PP. 308 – 323.

THE YARDSTICK REGULATION OF DEFAULT ELECTRICITY

SUPPLIER’S RETAIL MARKUPS: RUSSIAN REGULATORY FEATURES

V.V. Kuznetsov, О. О. Mozgovaya

The Russian Presidential Academy of National Economy and Public

Administration (RANEPA), Moscow, Russia

The aim of yardstick regulation is to rise electricity supplier’s

efficiency. This article analyses legislations, rules and first results of yardstick regulation in Russia, and its strengths and limitations

46

weaknesses. Change to the yardstick regulation has decreased a regional regulators subjectivity in establishment of gross revenue requirement for default electricity suppliers. But the absence of efficiency evaluation instruments doesn’t create the incentives to minimize default supplier’s costs, resulting to suppliers’ gross revenue and retail markups enlargement.

Key words: default electricity supplier, benchmark electricity supplier, benchmark costs, benchmark revenue, gross revenue requirement, retail markup. УДК 338.45

ЦЕЛЕВЫЕ ОРИЕНТИРЫ УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИКОЙ

МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ

П.Н. Мальцева

ФГБОУ ВО «Северо-Восточный государственный университет», г. Магадан, Россия

В статье показаны современное состояние и структура

энергетики Магаданской области, целевые ориентиры и задачи в управлении развитием энергетической отрасли региона.

Ключевые слова: энергетика, электроэнергетика, теплоэнергетика, электростанции, электросетевое хозяйство, гидроэлектростанции.

Энергетика Магаданской области является важнейшей

составляющей экономики региона и объединяет все процессы генерирования, передачи, трансформации тепло- и электроэнергии.

На территории области сформировался центральный энергетический узел (ЦЭУ), который обеспечивает энергоснабжение практически всех крупных промышленных потребителей области.

Одной из важнейших особенностей энергосистемы региона является то, что она является не входит в единую энергосистему России и имеет связь только с одним энергоузлом Республики Саха (Якутии) – Оймяконским улусом.

На долю энергетики Магаданской области приходится 10% всей производимой промышленной продукции. В отраслях энергетики занято около 28% промышленно-производственного персонала. Основные производственные фонды предприятий, осуществляющих

47

производство и распределение электроэнергии и воды, составляют около 47% всех промышленно-производственных фондов области (табл. 1.).

Таблица 1 – Общая характеристика экономической

деятельности «Производство и распределение электроэнергии и воды» 1)

Показатели 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2017 г.3)

Объем отгруженных товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами, млн. рублей

10399 11974,9 12248 127132) 14541

в % к общему объему в промышленности 14 16,5 15,0 12,2 10,3

Среднегодовая численность занятых, чел. 19107 6543 6672 6676 10664

в % к общей численности в промышленности 34 33 30 31 28

Основные фонды на конец года, млн. рублей 60094 66786 67163 66830 70905

в % к основным фондам в промышленности 48 62,5 59,7 56,0 47

1) по данным Росстата 2) данные уточнены с учетом итогов сплошного наблюдения за деятельностью субъектов малого и среднего предпринимательства за 2015 год; 3) по виду деятельности «обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха».

Электрические нагрузки покрываются гидроэлектростанциями,

в том числе Колымской ГЭС как основной блок-станции, Усть-Среднеканской ГЭС, Магаданской теплоэлектростанцией и дизельными электростанциями, находящимися в ведении промышленных, строительных, транспортных и коммунальных организаций.

Тепловые нагрузки по областному центру покрываются Магаданской теплоэлектростанцией, которая сжигает дальнепривозной уголь, доставляемый морским путем в период навигации. Децентрализованное теплоснабжение потребителей

48

осуществляется от мелких котельных на угле и жидком топливе и в незначительных масштабах за счет индивидуального печного отопления.

Общая установленная мощность всех электростанций области на 2017 г. составляла 1488,5 тыс. кВт. В 2017 г. отмечается увеличение мощности электростанций Магаданской области на 0,7% по сравнению с 2016 г. В 2017 г. на электростанциях области выработка электроэнергии составила 2425 млн. кВт-час, что больше предыдущего года на 2,8%. В 2017 г. было произведено 2425 тыс. Гкал теплоэнергии, что меньше предыдущего года 2,8%.

Базовым потребителем электроэнергии являются организации, занимающиеся добычей полезных ископаемых, что составляет 25% от общего потребления организациями области [1].

Управление энергетикой Магаданской области региона осуществляется на всех уровнях – федеральном, региональном, местном и объектном. Стратегические целевые ориентиры определяется в соответствующих нормативно-правовых и законодательных актах и внутренних документах энергопредприятий [2].

Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. [4] в качестве основного целевого ориентира государственной энергетической политики в РФ закрепляет требование максимального эффективного использования природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики, повышения качества жизни населения страны и содействия укреплению ее внешнеэкономических позиций.

В стратегии социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года [3] определены особенности функционирования изолированных энергосистем, в том числе магаданской, якутской, чукотской, камчатской и сахалинской. Для большинства изолированных энергорайонов характерна высокая стоимость привозного топлива (например, кузнецкого угля для Магаданской ТЭЦ, дизельного топлива для дизельных электростанций в районах децентрализованного энергоснабжения), что определяет необходимость содержания повышенного резерва мощности в целях обеспечения необходимого уровня надежности энергоснабжения, что является одной из причин более высокой стоимости электроэнергии для потребителей. Кроме того, стратегической задачей развития энергетики на Дальнем Востоке и Байкальском регионе является

49

удовлетворение перспективного спроса на электроэнергию со стороны потребителей.

В Магаданской области сформирован проект стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2030 г. [5]. Основным приоритетом стратегического развития энергетики региона данного проектного документа является создание эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Магаданской области.

К задачам развития энергетической системы Магаданской области на перспективу до 2030 года отнесены: обеспечение возрастающих энергетических потребностей горнодобывающей отрасли и бесперебойного снабжения других отраслей, населения; ввод в эксплуатацию Усть-Среднеканской ГЭС и реконструкция электрических сетей; создание электросетевой инфраструктуры; проведение единой тарифной политики; строительство и ввод в эксплуатацию ветроэлектроустановок; снижение производственных затрат и потерь энергоносителей при доставке до потребителей; модернизация котельных с переводом на электрические котлы индукционного типа; повышение устойчивости и эффективности функционирования энергетической системы области; совершенствование топливно-энергетического баланса.

Список использованных источников

1. Дудник, О.В. Государственная политика в области обеспечения энергетической безопасности Магаданской области // О. В. Дудник, П. Н. Мальцева / Экономика и предпринимательство. – 2016. – № 2-1 (67). – С. 1081-1085.

2. Мальцева, П.Н. Инвестиции в энергетике Магаданской области: современное состояние и государственное регулирование // П. Н. Мальцева / Экономика и управление. – 2015. – № 1 (111). – С. 25-29.

3. Стратегия социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года: утв. распоряжением Правительства РФ от 28 декабря 2009 г. №2094-р. – Доступ из справочно-правовой системы «Консультант плюс».

50

4. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года: утв. распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. №1715-р. – Доступ из справочно-правовой системы «Консультант плюс».

5. Проект постановления Правительства Магаданской области «Об утверждении Стратегии социально-экономического развития Магаданской области на период до 2030 года // Официальный сайт Правительства Магаданской области. – Режим доступа: https://economy.49gov.ru/activities/progress/planning/ (дата обращения 07.06.2019).

TARGET REFERENCE POINTS OF MANAGEMENT OF POWER INDUSTRY OF THE MAGADAN REGIONP.

N. Maltseva

FSBEI HE «Northeastern State University»,

Magadan, Russia

The current state and structure of power industry of the Magadan region, target reference points and tasks in management of development of the power industry of the region are shown in article.

Keywords: power, power industry, power system, power plants, power grid economy, hydroelectric power stations. УДК 339.972

ТЕПЛО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС КАК ИНСТРУМЕНТ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ

СТРАТЕГИИ РОССИИ

Е.С. Романова

ФГБОУ ВО РАНХиГС Институт бизнеса и делового администрирования,

г. Москва, Россия

В статье проведен анализ роли ТЭК в экономической и финансовой политике России, оценен вклад развития энергетической отрасли в общие показатели эффективности экономики. Представлен ряд внутренних и внешних преград для поддержания энергетической

51

безопасности страны. Описаны перспективы формирования новой энергетической стратегии с учетом перехода на альтернативные источники энергии.

Ключевые слова: Топливно-энергетический комплекс России, энергетическая стратегия, энергетическая безопасность, устойчивое развитие.

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) России существенно

определяет состояние финансового и экономического секторов страны, являясь одним из главных источников формирования национального дохода. Доля ТЭК в структуре ВВП страны оценивается в 25 проц., в то время как в составе экспорта энергетические ресусы на 2019 год превышают 50 проц. [4].

Россия, будучи страной, обладающей огромным энергетическим потенциалом, характеризуется богатым опытом в области создания и эксплуатации энергетической инфраструктуры, а также в управлении энергоснабжением обширных территорий. Система энергетики России располагает значительными возможностями по диверсификации энергетического сектора, производству различных видов топлива, а также по вопросу оптимизации сферы производства возобновляемых источников.

Необходимо отметить, что в последнее время в России производство энергетических ресурсов в два раза превышает энергопотребление на внутреннем рынке, что и составляет энергетическую безопасность страны. Преимущественное значение имеет то, что энергетический пласт экономики России становится импульсом для развития иных отраслей российской промышленности. Тем не менее, энергетический комплекс России сталкивается как с внутренними, так и внешними вызовами. Анализ внутренних преград позволяет обнаружить, что в силу экономической конъюнктуры мы до сих пор переживаем замедленное посткризисное развитие отдельных отраслей, обусловленное не менее серьезным процессом старения инфраструктуры и производственных фондов. Преодолеть технологическое отставание ТЭК России представляется возможным при сдерживании роста цен на энергоносители для конечных потребителей, решения несбалансированности инвестиционных вкладов, оптимизации системы энергосбережения. Следует подчеркнуть наличие внешних факторов, доказывающих необходимость переосмысления подхода к составлению дальнейших энергетических стратегий. Среди внешних факторов принципиально выявить неустойчивость мировых энергетических рынков и

52

склонность к волатильности мировых цен на энергоресурсы. Шаткое состояние не до конца сформировавшихся энергетических рынков подкрепляется ужесточением конкуренции и формированием регионального энергетического самообеспечения вместо ресурсной глобализации.

Согласно отчету Аналитического Центра при Правительстве Российской Федерации, российский ТЭК обладает типовой структурой стран-экспортеров энергоресурсов. В ее основе лежит добыча нефти, газа и угля, немного меньше внимания уделяется производству нефтегазохимической продукции и электроэнергетике [4].

Аналогично в структуре российского ТЭК присутствует доля атомной энергетики (Россия занимает пятое место в международном рейтинге лидеров атомной энергетики) и возобновляемых источников, что в большинстве международных статистических обзоров, объединяется в одну категорию «прочие» ввиду незначительного вклада в российскую экономику на данный момент по сравнению с нефтегазовым сектором [5].

Являясь ключевой доходной частью федерального бюджета, российский ТЭК наиболее уязвим от изменения состояния экономики страны. Во многом благодаря топливно-энергетическому комплексу России инвестиции в основный капитал страны неустанно растут. В 2017 году рост вложений составил 4 проц. Инвестиционный интерес представлен нефтедобывающим сектором и перспективами развития трубопроводного транспорта. Ссылаясь на отчет Министерства финансов Российской Федерации, можно заключить, что состояние федерального бюджета России значительно улучшилось благодаря нефтегазовым доходам, которые на 2018 год составляют более 45 проц. от структуры общего баланса, что на 15 проц. больше , чем в 2017 году [3]. Как результат взаимосвязи с общими показателями темпов роста экономики, российский ТЭК нуждается в серьезных объемах инвестиций, в свою очередь, находящихся в корреляции с социо-экономическим благосостоянием населения и уровнем развития партнерства с зарубежными странами.

Вышеприведенные данные подтверждают тезис о том, что российский ТЭК является перспективной отраслью экономики страны, однако энергетический экспорт на рынки Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона нуждается в дополнительных финансовых вложениях, которые могут быть осуществлены за счет России или ее иностранных партнеров. В настоящее время нефтяная сфера и сектор электроэнергетики пользуются наибольшей популярностью среди

53

инвесторов российского ТЭК [4]. Однако учитывая всеобщую тенденцию к диверсификации источников энергии, представляется более убедительным прогнозировать рост инвестиций в прочие составляющие энергетического комплекса России, в частности, в газовую отрасль.

Устойчивое развитие ТЭК представляет собой основной фактор повышения энергетической безопасности и успешного развития экономики страны. Энергетическая стратегия России на период до 2030 год обуславливает расстановку приоритетных направлений и решение актуальных вопросов. Энергетическая стратегия была разработана с целью создания инновационного и эффективного энергетического сектора, нацеленного на устойчивый рост экономики, повышение качества жизни населения и содействие укреплению внешнеполитической позиции на международной арене [1]. В рамках данной стратегии базовыми ориентирами выступают следующие положения:

1) Обеспечение энергетической безопасности государства 2) Повышение энергетической эффективности и экономической

эффективности государства 3) Устойчивое развитие энергетики Данные цели были конкретизированы, и их решение определено

следующими шагами. Во-первых, повышение энергетической безопасности предполагается достичь благодаря преобладанию запасов над добычей, сочетания централизованного и децентрализованного энергоснабжения, рационализации структуры топливно-энергетического баланса и превышение внутренних топливно-энергетических ресурсов над экспортируемыми на 30 проц. [2]. Иным подкреплением является следование принципам нормативной правовой базы, яркой иллюстрацией которой является реализация Доктрины энергетической безопасности РФ. Во-вторых, в основе энергетической и экономической эффективности лежит принцип развития институциональных основ экономики и курс на внедрения инноваций. Данные меры неизбежно направлены на снижение энергоемкости на 50 проц. к 2030 году по сравнению с показателем в 2010 году. Однако в целях достижения глобальной экономической эффективности энергетическая стратегия предусматривает определенные ограничения. Доля затрат на топливо и энергию в расходах экономики не должна переходить лимит 9 проц. [3].

Наконец, устойчивое развитие энергетики не может обойтись без прироста человеческого капитала. Согласно текущей

54

Энергетической стратегии России к 2030 доля возобновляемых источников энергии в миксе российского ТЭК может достигнуть 4,9 проц. от общего потребления энергии против 3,6 проц., зарегистрированных в 2010 году [5]. Забота о негативном воздействии на экологическую среду является принципиальным условием успешного энергетического перехода и оптимизации работы энергетических транснациональных корпораций. Совокупность социальной ответственности, экологической эффективности и инновационного развития компаний ТЭК обеспечит положительные результаты всего энергетического комплекса страны на долгосрочной основе.

Список использованных источников

1.Федеральный закон «О стратегическом планировании в

Российской Федерации» от 28.06.2014 № 172-ФЗ (последняя редакция). – [Электронное издание] – режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_164841/ – (дата обращения 10.06.2019).

2.Энергетическая стратегия России на период до 2030 года // Сайт Министерства энергетики Российской Федерации. – [Электронное издание] – режим доступа: http://minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/– (дата обращения 10.06.2019).

3.Ежегодная информация об исполнении федерального бюджета (данные с 1 января 2006 г.) // Сайт Минфина России. – [Электронное издание] – режим доступа: https://www.minfin.ru/ru/statistics/fedbud/?id_65=80041&page_id=3847&popup=Y&area_id=65 (дата обращения 10.06.2019).

4.Статистический сборник ТЭК России 2017 (выпуск июнь 2018) // Сайт Аналитического центра при Правительстве РФ. – [Электронное издание] – режим доступа: http://ac.gov.ru/files/publication/a/17267.pdf – (дата обращения 10.06.2019).

5.Rеmap 2030 Renewable Energy Prospects for Russian Federation // Abu Dhabi IRENA. – 2017. – [Электронное издание] – режим доступа: https://www.connaissancedesenergies.org/sites/default/files/pdf-pt-vue/irena_remap_russia_paper_2017.pdf– (дата обращения 10.06.2019).

55

FUEL AND ENERGY COMPLEX AS A TOOL OF DEVELOPMENT OF THE RUSSIAN ENERGY STRATEGY

Е.S. Romanova

Department of World Economy and International Relations. Faculty of

International Relations RANEPA under the President of the Russian Federation

Moscow, Russia

The article analyzes the role of the fuel and energy complex in the economic and financial policy of Russia, assesses the contribution of the development of the energy sector to the overall performance indicators of the economy. The article illustrates a number of internal and external barriers to maintain the country's energy security. The prospects for the formation of a new energy strategy taking into account the transition to alternative energy sources are described.

Key words: Fuel and energy complex of Russia, energy strategy, energy security, sustainable development УДК 620.9

МЕТОДИКА СБРОРА ИНФОРМАЦИИ ДЛЯ ПРИНЯТИЯ

УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ИНВЕСТИЦИОННЫМ ПРОЕКТАМ ПРЕДПРИЯТИЙ ТОПЛИВНО-

ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА

А.Н. Сотник1

Сибирский государственный университет путей сообщения, г.Новосибирск, Россия

Рассматривается управленческие решения по инвестиционным

проектам предприятий топливно-энергетического комплекса. Определена роль ТЭК в экономике страны, а также причины, обуславливающие его столь важное положение.

Ключевые слова: инвестиции, ТЭК, нефть, газ, электроэнергетика, газовая промышленность.

1 Научный руководитель: Щербаков В.А., кандидат экономических наук, профессор

56

Инвестиционная работа характерна каждой организации. Она предполагает единственный из более значимых нюансов жизнедеятельности любой торговой компании. Факторами, характеризующими потребность вложений, считаются развитие существующей материально-промышленной основы, увеличение количества изготовления товаров, осваивание новых разновидностей деятельности.

Зачастую управленческие решения должны приниматься в обстоятельствах, если существует ряд других или обоюдно самостоятельных проектов, то есть появляется потребность совершить выбор одного или нескольких проектов, опираясь на каких-то условных аспектах. Несомненно, что подобных критериев может быть перечень, а возможность того, что какой-то один проект будет преимущественнее иных по всем аспектам небольшая.

В российской и зарубежной практике известно множество формальных методов, расчёты, при помощи которых имеют возможность выступать базисом для принятия управленческих решений в области инвестиционной политики. В основе процесса принятия управленческих решений инвестиционного характера находятся анализ и сопоставление объёма подразумевающихся вложений и предстоящих валютных поступлений

Поиск рациональных направлений инновационной политики и стимулирования технологических изменений необходимо проводить на пересечении потребностей в перспективных технологиях современного и новейшего технологического уклада [4].

Основной целью межгосударственной инновационной политики является повышение технологического уровня и конкурентоспособности производства, обеспечение выхода инновационной продукции на внутренний и внешний рынки стран СНГ, замещение импортной продукции на внутреннем рынке и перевод на этой основе промышленного производства в стадию устойчивого экономического роста [4].

Управленческие решения в финансовой работе компании основываются на плановой, нормативной, научно-технической, учетной и умозаключительной информации. Анализ итогов управленческих решений и обязанность за их выполнение осуществляются согласно сведениям внутренней отчетности. Умозаключительные вычисления, выполняемые с поддержкой своеобразных способов, используются с целью планирования и направления предстоящего развития компании. Принимаемые решения непременно обязаны базироваться на надежной, нынешней и

57

ожидаемой информации, рассмотрении всех условий, оказывающих воздействие на решения, с учетом прогнозирования его вероятных результатов.

С целью уяснения технологических процессов исследования и принятия управленческих решений следует создать базисные условия информационного обеспечения управленческих решений.

Комплекс всей информации, требующейся для принятия управленческих решений, именуют системой информации. Он как правило состоит из следующих подсистем [5]:

внутренней информации; наружной информации; сбора основной информации; анализа информации.

Чем дальше идет время, тем больше человечество начинает использовать все новые и новые виды ресурсов (атомную и солнечную энергию, гидроэнергию приливов и отливов, ветряную и другие нетрадиционные источники). Но все же основную роль в энергообеспечении всех отраслей экономики на сегодняшний день играют топливные ресурсы.

Топливно-энергетический комплекс Российской Федерации – основа экономики страны, которہая обеспечہивает жизнеہдеятельностہь всех отрہаслей хозяйства, объеہдинение реہгионов нашеہй большой стрہаны в единое эہкономическое пространство, обрہазование и форہмирование оہгромной частہи бюджетныہх доходов и валютных постуہплений. От кہачества деہятельности ТЭК зависят тہакже платеہжный баланс стрہаны, поддерہжание курсہа рубля и степень сہнижения доہлгового бреہмени Россиہи. ТЭК – наиважнеہйшее звено в цеہпи преобразоہваний, связہанных с переہходом к рыہночной экоہномике.

Изучение пробہлем и персہпектив разہвития топлہивно-энергетہического коہмплекса Россہии сейчас очеہнь актуальہно, так каہк данная отрہасль эконоہмики связаہна со всемہи отраслямہи народного хозہяйства. ТЭК использует проہдукцию машہиностроениہя, металлургии, очеہнь тесно сہвязан с трہанспортным коہмплексом. Дہля топливно-эہнергетичесہкого комплеہкса свойстہвенно наличہие развитой проہизводственہной инфраструہктуры в виہде магистрہальных высоہковольтных линий и трубоہпроводов (ہдля транспортہа сырой нефтہи, нефтепроہдуктов и прہиродного гہаза), образуہющих единые сетہи. Также ТЭК обладает боہльшой райоہнообразующеہй ролью: вблہизи энергетہических источہников формируется моہщная промыہшленность, рہастут гороہда и поселہки.

58

Развитие топливно-энергетического комплекса во мہногом опреہделяет динہамику, масہштабы и теہхнико-эконоہмические показатели обہщественного проہизводства, в первую очереہдь промышлеہнности. Вместе с тем прибہлижение к источہникам топлہива и энергии – оہдно из осноہвных требоہваний территориальной орہганизации проہмышленностہи. Массовые и эффеہктивные тоہпливно-энерہгетические ресурсہы служат бہазой для формироہвания многہих территорہиально-производственных коہмплексов, в тоہм числе промышленных, оہпределяя иہх специализہацию на энерہгоемких проہизводствах.

Топливно-энергетический комплекс в структуре эہкономики Россہии имеет горہаздо большее зہначение, чеہм в развитہых странах. В нہашей стране ТЭК не только выполняет иہнфраструктурہную функциہю, но и являетсہя главным коہмплексом нہациональноہй экономикہи, так как обесہпечивает огромную чہасть доходоہв страны – а иہходов бюджетہалоговых доہлее 40 % нہых доходов, боہэкспортн 3ہ/2около 30 % ВہВП. Именно поэтому персہпективам рہазвития этоہго комплексہа стандартہно уделяетсہя наибольшее внимание. Тоہпливно-энерہгетический коہмплекс Россہии являетсہя одним из сہамых главнہых устойчиہво функциоہнирующих и дہинамично рہазвивающихсہя производстہвенных комплексов эہкономики стрہаны. Мощныہй производственно-технологический и кадровый потеہнциал ТЭК удовлетворہяет необхоہдимые потребہности общестہва в энергетہических проہдуктах и усہлугах, а тہакже обеспечивает необہходимые поہказатели нہациональноہй энергетичесہкой безопасہности страны и вہносит больہшой вклад в форہмирование фہинансово-эہкономическہих показатеہлей ее разہвития [1].

Российскую Феہдерацию всеہгда считалہи одним из лہидирующих эہнергетичесہких государств мہира. В мироہвом произвоہдстве топлива и эہнергии на ее доہлю приходитсہя 23 % добывہаемого газہа, около 10 % нефтہи, почти 6 % уہгля и 6 % эہлектроэнерہгии. Ученые с уہверенностьہю полагают, что роہль топливно-энергетических ресурсоہв в обеспечеہнии устойчہивого энерہгоснабжениہя сохранитсہя и в XXΙ веہке.

В России роہль топливно-эہнергетичесہкого комплеہкса особенہно велика по рہяду причин:

1. Огромный ресурсный потенциал: страна расہполагает 2,4 % нہаселения и 13ہ % территории мہира, она иہмеет 12-13 % проہгнозных тоہпливно-энерہгетических ресурсоہв, в том чہисле более 12ہ % разведہанных запасоہв нефти, боہлее 30 % зہапасов газہа, более 11 % развеہданных запہасов угля.

59

2. Россия обہладает униہкальным проہизводственہным, научно-теہхническим и кہадровым потеہнциалом.

3. Важное место ТЭК обосновывہается климатическими усہловиями, прہи которых обеспечение эہнергоресурсہами экономہики и населениہя страны яہвляется жизہненно-важнہым фактороہм существоہвания целыہх регионов.

4. Топливно-эہнергетичесہкий комплекс России, явہляясь осноہвным субъеہктом обеспечеہния национальной энергетической безопасности, стہановится оہпределенныہм стержнем эہкономики стрہаны [2].

Основные вہнешние пробہлемы развитہия мировой энерہгетики (и россہийского ТЭК как составہной части этоہй большой сہистемы) на ближайшہие десятилетہия, следуюہщие:

1. Выход к 2030ہ г. мироہвой добычи нефтہи на максиہмальный уроہвень после 2020ہ г.

Имеется ввہиду экономичесہкий прорыв, а не физическое истоہщение ресурсоہв нефти. Кہак следствие, цеہны на нефтہь на мировоہм рынке буہдут постепеہнно расти. Дہанная тендеہнция прописہана во всеہх прогнозаہх развития мировой энерہгетики.

2. Природныہй газ в мироہвом топливہно-энергетہическом баہлансе выхоہдит на лидہирующие позہиции в мире, которہые в идеале закрепятся нہа своих местہах до сереہдины 21 века. Также мہногие страہны возлагаہют большие нہадежды на сہланцевый гہаз, хотя персہпективы его осہвоения покہа остаются очеہнь неясными.

3. Глобальное потеہпление и обہязательство соہхранять клہимат планетہы могут окہазать значہительное вہлияние на струہктуру потребления эہнергоресурсоہв, что приہведет к сокращенہию в ней доہли углеродосоہдержащих тоہплив (особеہнно угля).

4. Политика эہнергетичесہкой безопасہности осноہвных импортероہв энергоресурсоہв уже приводہит к уменьہшению импортہа энергоресурсоہв из региоہнов с нестہабильным поہлитическим поہложением, к рہазвитию собстہвенных источہников энерہгии.

5. Возможно возہникновение оہграничений нہа развитие яہдерной энерہгетики как следствие аہварий в Черہнобыле и нہа Фукусиме [3ہ].

В итоге: топливно-энергетический комплекс удовлетворہяет потребہности общестہва в энергетہических проہдуктах и усہлугах, а тہакже обеспечивает необہходимые поہказатели нہациональноہй энергетичесہкой безопасہности страны и вہносит больہшой вклад в форہмирование фہинансово-эہкономическہих показатеہлей ее разہвития, поэтому вложение в такой ресурс приносит и по сей день большую пользу для многих компаний.

60

Список использованных источников 1. Андрианоہв, В.Д. Актуальные проблемы и перспективы

развития топливно-энергетического комплекса России // Общество и экономика. – 2017 – № 6 – С. 75-106.

2. Зильберштейн, О.Б. Оценка роли ТЭК в структуре российской экономики и формировании показателей национальной энергобезопасности // экономика и современный менеджмент: теория и практика: сборник статей по материалам XXXVII международной научно-практической конференции № 5(37). – Новосибирск: СибАК, 2014 – С. 116-123.

3. Синяк, Ю.В., Некрасов А.С., Воронина С.А., Семикашев В.В., Колпаков А.Ю. Топливно-энергетический комплекс России: возможности и перспективы // Проблемы прогнозирования. – Москва: Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт народнохозяйственного прогнозирования Российской академии наук, 2013 – С. 4–21.

4. Экономика. Организация производства. Менеджмент опыт, проблемы, перспективы) / К. Т. Джурабаев, В. А. Щербаков, А.В. Нестеров и др. Отв. ред. д-р экон. наук, проф. К. Т. Джурабаев. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. – 315 с.

5. Попов В.А. Бухгалтерский учета. / В.А. Попов. М.: Эксмо, 2008. 79с.

INFORMATION DISSATING TECHNIQUE FOR MAKING

MANAGEMENT DECISIONS ON INVESTMENT PROJECTS OF FUEL AND ENERGY COMPLEX ENTERPRISES

A.N. Sotnik

Student, 2nd year, faculty «World Economy and Law», Siberian State

University of Communications Scientific adviser: Scherbakov V.A., Professor Department of

Accumulation and Accumulation on Railway Transport, Candidate of Economic Sciences Novosibirsk, Russia

Considers management decisions on investment projects of

enterprises of the fuel and energy complex. The position of the economy is just as important.

61

Keywords: fuel and energy complex, oil, gas, electric power industry, gas industry, investments. УДК 620.179.18

ОБРАЗОВАНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ

НАГНЕТАТЕЛЯ ПРИ КОМПРИМИРОВАНИИ ГАЗА

М.С. Степанов

ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет»,

г. Краснодар, Российская Федерация

В работе рассматривается проблема появления отложений на элементах проточной части нагнетателя вследствие недостаточной очистки газа после его извлечения из подземного хранилища газа, а так же причины образования отложений при компримировании газа на газоперерабатывающих заводах.

Ключевые слова: отложение, центробежный компрессор, ПХГ, ГПА, очистка, компрессорная станция, ГПЗ.

В настоящее время не существует абсолютно эффективного способа очистки нефтяного газа. В связи с этим, нефтяной газ, поступающий на газоперерабатывающие заводы, содержит различные примеси, которые являются компонентами взвешенной капельной жидкости (воды или жидких углеводородов) или являются твердыми частицами.

К наиболее часто встречаемым примесям, находящимся в нефтяном газе во взвешенных каплях или являющихся твердыми частицами, относятся:

- тяжелые нефтяные фракции, смолы, минеральные масла; - механические примеси; - ингибиторы коррозии и поверхностно-активные вещества

(ПАВ). Примеси в нефтяном газе не только поступают с сырьевым

газом, но так же образуются в процессе транспортировки и переработке газа в результате коррозии оборудования и разрушения сорбентов установок осушки и очистки. Вследствие чего, возможно увеличение количества примесей в потоке газа в процессе

62

эксплуатации оборудования. Так же периодически возможно увеличение примесей в результате залповых выбросов.

Так, например, в процессе эксплуатации установок адсорбционной осушки газа эрозийному износу и коррозионному разрушению чаще всего подвергается трубопровод отработанного газа регенерации, что приводит к вынужденным остановкам ГПЗ. Эрозия оборудования идет за счет уноса измельченного (разрушенного) адсорбента из адсорбера в теплообменное оборудование и сепаратор на выходе отработанного газа регенерации. Зачастую отработанный газ регенерации подается в поток сырьевого газа, что приводит к накапливанию в нем примесей и, соответственно, к увеличению эрозии и образованию отложений [1].

Некоторые из тяжелых углеводородов (С3+выше), содержащиеся в сырьевом газе, являются твердыми веществами, но, в основном, этот тип примесей представлен мелкодисперсной жидкой фазой. Как правило, на газовых, газоконденсатных, а также нефтяных месторождениях добываемое сырье является многофазной газожидкостной смесью. Несмотря на то, что после добычи сырье проходит несколько стадий сепарации, полностью разделить газ и жидкость не удается. Это и является основной причиной присутствия углеводородов С3+выше в газовом потоке.

Кроме того, лабиринтные маслозаполненные уплотнения зачастую являются причиной попадания масла на поверхность лопаток ротора.

Так же, отложения встречаются на ГПА, работающих на подземных хранилищах газа и используемых в случаях, когда давление отобранного газа ниже давления в магистрали и его необходимо поднимать.

Перед поступлением в магистральный трубопровод, отбираемый из ПХГ газ проходит очистку от частиц примесей поднимаемых из скважин: пластовой воды, частиц породы пласта и углеводородов С3 + выше но, зачастую, устаревшее оборудование не позволяет подготовить газ до необходимых параметров, установленных нормативно-технической документацией для магистральных трубопроводов, например, как на ПХГ Ставропольского края а зачастую подготовка газа, извлеченного из хранилища, осуществляется только от крупнодисперсных механических примесей [2].

Загрязнения в проточной части нагнетателя по составу могут быть однородными или иметь вид комбинированных отложений в виде масел, сажи и пыли, которые, перемешиваясь, образуют плотную

63

маслянистую массу. Характер загрязнений по длине лопатки ротора нагнетателя обычно неодинаков.

Все отложения на элементах проточных частей ГПА можно разделить на две основные группы: легко и трудно удаляемые. На лопатках центробежного нагнетателя образуются следующие виды отложений: лак, кокс, нагар [3].

Осадками углеводородного происхождения называются мазеобразные вещества от серо-коричневого до черного цвета илистые отложения

Илистые отложения в проточной части нагнетателя газоперекачивающего агрегата встречаются в случаях, когда компримируемый газ был извлечен из подземного хранилища газа.

Это связано с проблемами, возникающими при создании и эксплуатации ПХГ, которые близки к вопросам разработки нефтяных и газовых месторождений, и связаны с определением поля давлений, насыщенности, перемещения границы раздела газ – нефть – вода, вода – газ, также с установлением конечной нефте- и газоотдачи. Цикличность эксплуатации и связанные с ней большие скорости движения газоводяного контакта приводят к существенным изменениям продуктивных характеристик газовых скважин в период отбора газа. Смена направления движения газа и вытесняемой воды, высокая водонасыщенность в конце отбора и в начале закачки, несцементированность пласта-коллектора, а также значительные перепады давления способствуют разрушению призабойной зоны пласта-коллектора. Наличие в призабойной зоне трехкомпонентной системы (газ – вода – конденсат) способствует отделению цементирующей глины. В результате тонкодисперсные зерна породы приобретают подвижность. В призабойной зоне скапливается относительно подвижный массив глинистого, алевритового и песчаного материала, который в процессе работы ПХГ попадает в трубопровод вместе с отбираемым газом [4].

Несмотря на то, что перед поступлением в магистральный трубопровод, отбираемый ПХГ газ проходит очистку от частиц примесей поднимаемых из скважин, но, зачастую, оборудование не позволяет подготовить газ до необходимых параметров, установленных нормативно-технической документацией по эксплуатации магистральных трубопроводов, например, на ПХГ Ставропольского края а зачастую подготовка газа, извлеченного из хранилища, осуществляется только от крупнодисперсных механических примесей.

64

Это все приводит к попаданию в трубопроводы газа, с содержанием различных примесей илистой консистенции, что отрицательно сказывается, как на эксплуатационных характеристиках трубопроводной системы, так и на работе компрессорных установок.

Список используемых источников

1. Шеин, Андрей Олегович. Совершенствование технологии

очистки газа от примесей с использованием жидких поглотителей и защитного слоя адсорбента: диссертация ... кандидата технических наук: 05.17.07 / Шеин Андрей Олегович; [Место защиты: Уфим. гос. нефтяной техн. ун-т]. - Краснодар, 2009. – 210 с.

2. Кунина, П.С., Величко Е.И., Павленко П.П. Диагностика энергетического оборудования трубопроводного транспорта нефти и газа Краснодар: Издательский Дом-Юг, 2010. – 552 с. ISBN 978-5-91718-082-3

3. Степанов, М.С., Кунина П.С., Иноземцев Д.А., Дубов В.В. Образование отложений в проточной части нагнетателя после извлечения газа из подземного хранилища газа // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 2 (112). – С. 61-66.

4. Бекиров, Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. – М: Недра, 1999. – 596 с.

FORMATION OF DEPOSITS IN THE FLOW OF THE SUPPLY UNDER COMPRESSING GAS

M.S. Stepanov

Kuban State Technological University,

Krasnodar, Russian Federation The paper deals with the problem of the appearance of deposits on

the elements of the flow part of the supercharger due to insufficient gas cleaning after its removal from the underground gas storage facility, as well as the reasons for the formation of deposits during gas compression at gas processing plants.

Keywords: deposition, centrifugal compressor, UGS, HPA, cleaning, compressor station, GPP.

65

УДК 338.516.46:621.315 СНИЖЕНИЕ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ ТАРИФОВ НА ПЕРЕДАЧУ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА СЧЕТ ПЕРЕКРЕСТНОГО СУБСИДИРОВАНИЯ

О.В. Темная

ФГБОУ ВО РАНХиГС,

г. Москва, Россия Исследования показали, что в российских регионах различие

утвержденных по уровням напряжения ставок на содержание электрических сетей, учитывающих перекрестное субсидирование населения, гораздо меньше, чем различие «экономически обоснованных» ставок на содержание электрических сетей. В статье проведен анализ существующей системы расчета ставок на содержание электрических сетей и предложено утвердить более простой вариант их расчета.

Ключевые слова: передача электрической энергии, необходимая валовая выручка, уровни напряжения, ставки тарифа на содержание электрических сетей.

В цене электрической энергии для конечных потребителей

присутствует значительная составляющая (например, в регионах ЦФО 25-40%) стоимости услуг по передаче электрической энергии. До 2008 года тариф на услуги по передаче электрической энергии устанавливался раздельно по территориальным сетевым организациям. Начиная с 2008 года тарифы на услуги по передаче электрической энергии на одном уровне напряжения устанавливаются одинаковыми для всех потребителей услуг, расположенных на территории соответствующего субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе, независимо от того, к сетям какой организации они присоединены (так называемые, единые котловые тарифы). Таким образом была устранена «горизонтальная дискриминация» потребителей – в пределах одного региона тарифы на передачу одинаковы, вне зависимости от того, какая сетевая организация оказывает услуги по передаче электроэнергии и какова протяженность электрических сетей, подводящих электроэнергию к конкретному потребителю.

66

Но при этом осталась «вертикальная дискриминация» потребителей. Единый котловой тариф на передачу электроэнергии зависит от того, на каком уровне напряжения потребитель подключен к электрическим сетям. До 2003 года тарифы устанавливались с дифференциацией по 3-м уровням напряжения (ВН, СН, НН). Начиная с 2003 года тарифы на передачу дифференцированы по 4-м уровням напряжения:

– высокое (110 кВ и выше) (далее ВН); – среднее первое (35 кВ) (далее СН1); – среднее второе (20 - 1 кВ) (далее СН2); – низкое (0,4 кВ и ниже) (далее НН). Для расчета ставки тарифа на содержание электрических сетей

на территории субъекта Российской Федерации на каждом уровне напряжения суммируется необходимая валовая выручка (далее НВВ) всех сетевых организаций по соответствующему уровню напряжения. Часть необходимой валовой выручки прямо связана с конкретным уровнем напряжения – это амортизация, прибыль на производственное развитие, и налог на имущество. Остальная часть НВВ распределяется между 4-мя уровнями напряжения пропорционально количеству условных единиц1 обслуживания на каждом уровне напряжения.

После того как необходимая валовая выручка распределена по уровням напряжения (НВВВН, НВВсн1, НВВсн2, НВВнн), расчет экономически обоснованного тарифа на содержание электрических сетей производится по следующему принципу:

– при расчете ставки тарифа на содержание электрических сетей высокого напряжения НВВВН делится на сумму заявленной мощности потребителей по ВН и учтенную в балансе мощность трансформации с ВН на СН1 и СН2;

– при расчете ставки тарифа на содержание электрических сетей СН1 к распределенной НВВсн1 прибавляется часть НВВВН, относимая на мощность трансформации с ВН на СН1; полученное значение делится на сумму заявленной мощности потребителей по СН1 и учтенную в балансе мощность трансформации с СН1 на СН2 и НН;

1 Количество условных единиц – это расчетный показатель, разработанный для определения объёма работ, выполняемого электротехническим персоналом для обслуживания оборудования электрических сетей и трансформаторных подстанций. Его определяют перемножением специальных нормативных коэффициентов на количество электротехнического оборудования и протяженность электрических сетей с учетом их вида.

67

– при расчете ставки тарифа на содержание электрических сетей СН2 к распределенной НВВсн2 прибавляется часть НВВВН, относимая на мощность трансформации с ВН на СН2 и часть НВВсн1, относимая на мощность трансформации с СН1 на СН2; полученное значение делится на сумму заявленной мощности потребителей по СН2 и учтенную в балансе мощность трансформации с СН2 на НН;

– при расчете ставки тарифа на содержание электрических сетей НН к распределенной НВВнн прибавляется часть НВВсн1, относимая на мощность трансформации с СН1 на НН, и часть НВВсн2, относимая на мощность трансформации с СН2 на НН; полученное значение делится на сумму заявленной мощности потребителей по НН.

Первым недостатком вышеописанного алгоритма распределения НВВ по уровням напряжения и расчета ставок тарифа на содержание электрических сетей, несомненно, является его сложность. Распределение прямых расходов по 4-м уровням напряжения требует соответствующей компетентности как при ведении бухгалтерского учета, так и при проверке его правильности регулирующими органами. Распределение прочих расходов производится не пропорционально прямым расходам, а пропорционально условным единицам, система которых разрабатывалась для расчета нормативной численности персонала, а не для распределения затрат.

Второй недостаток состоит в том, что при формировании тарифа распределение суммарной НВВ на уровне напряжения осуществляется пропорционально мощности потребления и мощности трансформации, хотя очевидно, что расходам на потребление должны сопутствовать более высокие затраты в части работы с потребителями, чем расходам на трансформацию. Таким образом получается, что потребители более низких уровней напряжения возмещают некоторую часть затрат на работу с потребителями более высоких уровней напряжения.

Дифференциация экономически обоснованных тарифов на передачу электрической энергии в каждом конкретном регионе зависит от распределения НВВ по уровням напряжения, а также от объемов заявленной мощности по каждому из уровней напряжения и объемов трансформации мощности с одного уровня напряжения в другой.

Априори предполагалось, что чем выше уровень напряжения, на котором присоединен потребитель, тем ниже должна быть ставка

68

экономически обоснованного тарифа на содержание электрических сетей – например, как в Самарской и Ульяновской областях (рисунок 1). Однако в 17 субъектах РФ (Амурская область, г. Москва, г. Санкт-Петербург, Забайкальский край, Калининградская область, Красноярский край, Курганская область, Курская область, Московская область, Оренбургская область, Пензенская область, Пермский край, Республика Мордовия, Республика Саха (Якутия), Рязанская область, Смоленская область, Тюменская область) соотношение тарифов по уровням напряжения не соответствует этому правилу.

Рисунок 1 – Примеры ставок на содержание электросетей двухставочного тарифа на услуги по передаче электроэнергии во 2

полугодии 2018 г. Например, как показано на рисунке 1, в Тюменской области

самой низкой является экономически обоснованная ставка для уровня напряжения НН, в Санкт-Петербурге – для уровня напряжения СН-1.

В некоторых субъектах РФ различия между экономически обоснованными ставками на содержание электрических сетей на разных уровнях напряжения чрезвычайно высоки. Во 2-м полугодии 2018 года, в Кабардино-Балкарской республике ставка экономически

69

обоснованного тарифа на содержание электросетей на уровне НН в 60 раз больше, чем на уровне ВН, в Мурманской и Псковской областях, в Карелии и Татарстане – в 11 раз.

Парадоксально высокое значение ставки на содержание электросетей экономически обоснованного тарифа на уровне напряжения СН-1 в г.Москва (рисунок 2).

Рисунок 2 – Ставки на содержание электросетей двухставочного тарифа на услуги по передаче электроэнергии в г.

Москва в 2016-2018 гг. Такие высокие ставки на СН-1, с одной стороны, объясняется

чрезвычайно низким объемом отпуска электроэнергии на уровне напряжения СН-1 в г.Москва (0,37-0,27% от общего объема полезного отпуска в 2016-2018 гг). С другой стороны, на рост ставки с 2016 по 2018 год могли повлиять инвестиции в объекты электросетей, относящихся к уровню напряжения СН-1.

В среднем по Российской Федерации в 2018 году отношение экономически обоснованных ставок на содержание электрических сетей (ТСОД) по уровням напряжения к ставке на уровне высокого напряжения (ТСОД

ВН) составило:

70

ТСОД_ЭО СН-1/ТСОД_ЭО

ВН = 2,2; ТСОД_ЭОСН-2/ТСОД_ЭО

ВН = 3,2; ТСОД_ЭО

НН/ТСОД_ЭОВН = 4,6

где ТСОД_ЭОВН, ТСОД_ЭО

СН-1, ТСОД_ЭОСН-2, ТСОД_ЭО

НН – экономически обоснованные ставки на содержание электрических сетей на соответствующем уровне напряжения.

Однако утвержденные ставки на содержание электрических сетей не совпадают с экономически обоснованными размерами ставок ни в одном субъекте РФ. За счет перекрестного субсидирования тарифа на передачу электрической энергии для населения утверждаемые ставки на содержание электросетей для прочих потребителей (столбики с косой штриховкой на рисунках 1 и 2) отличаются от экономически обоснованных ставок как в большую, так и в меньшую сторону. Это достигается за счет того, что большинство региональных органов ценового регулирования применяют для разных уровней напряжения различные ставки перекрестного субсидирования. От этого система формирования тарифов на содержание электрических сетей становится совершенно непрозрачной.

В среднем в 2018 году различия между утвержденными ставками тарифа на содержание электрических сетей по уровням напряжения к ставке на уровне высокого напряжения составили:

ТСОДСН-1/ТСОД

ВН = 1,3; ТСОДСН-2/ТСОД

ВН = 1,5; ТСОДНН/ТСОД

ВН = 1,6 и эти различия значительно меньше, чем различия между

экономически обоснованными ставками. Например, в 2018 году максимальное отношение утвержденной ставки тарифа на содержание электрических сетей по уровню напряжения НН к утвержденной ставке тарифа по уровню напряжения ВН в Красноярском крае составило 3,8 раза, что ниже, чем среднее отношение экономически обоснованных ставок НН/ВН (4,6).

Причиной непропорциональных различий между «экономически обоснованными ставками» по уровням напряжения является низкая и непропорциональная загрузка электрических подстанций и сетей по различным уровням напряжения в отдельных регионах. В «Методических указаниях по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала» [2] предусмотрено, с 1 июля 2014 года что для определения базы инвестированного капитала сумма инвестиций в объекты капитальных вложений, которые не используются в соответствии с их проектной (установленной) мощностью уменьшается пропорционально отношению используемой и проектной мощностей объектов. Однако учет степени загрузки производится только в

71

отношении объектов электросетевого хозяйства, фактически введенных в эксплуатацию в соответствии с долгосрочной инвестиционной программой. А стоимость содержания существующих электросетевых объектов принимается для расчета тарифов на передачу электроэнергии без учета степени загрузки этих объектов. В связи с этим обстоятельством рассчитанные по Методическим указаниям 20-э/2 «экономически обоснованные» ставки на содержание электрических сетей двухставочного тарифа на передачу электроэнергии в действительности не являются экономически обоснованными. А последующий процесс корректировки тарифов с помощью различных ставок перекрестного субсидирования по разным уровням напряжения делает процедуру расчета утверждаемых тарифов на передачу электроэнергии совершенно непрозрачной для потребителей.

Поэтому Федеральной антимонопольной службе целесообразно изменить существующую систему сложных расчетов «экономически обоснованных ставок» на содержание электрических сетей с распределением и перераспределением НВВ по уровням напряжения и практику неравномерного распределения объемов перекрестного субсидирования населения между уровнями напряжения. Чтобы система ставок на содержание электрических сетей была простой и понятной, можно установить одинаковые для всех регионов коэффициенты-отношения ставок на уровнях напряжения СН-1, СН-2 и НН к ставке на уровне напряжения ВН. Тогда для расчета тарифов на содержание электрических сетей по уровням напряжения будет достаточно определить суммарный показатель НВВ для расчета тарифов, без распределения его по уровням напряжения и размер НВВ на содержание электрических сетей, включаемый в тарифы на передачу для населения. Тогда ставки тарифа на содержание сетей определятся по формулам:

ТВНсод =

(НВВ− НВВнас) М⁄푁ВНПО + 푘ВНСН × 푁СНПО + 푘ВНСН × 푁СНПО + 푘ВННН × 푁ННПО

ТСНсод = 푘ВНСН × ТВН

сод ТСНсод = 푘ВНСН × ТВН

сод ТННсод = 푘ВННН × ТВН

сод где, НВВ – суммарная необходимая валовая выручка на

содержание электрических сетей, без разделения по уровням напряжения;

72

НВВНАС – суммарная необходимая валовая выручка на содержание электрических сетей, которую планируется учесть в тарифах на электроэнергию для населения;

М =12 – количество месяцев в периоде регулирования; NПО

ВН, NПОВН, NПО

ВН, NПОВН, - заявленные мощности

потребителей, присоединенных к сетевой организации на соответствующем уровне напряжения;

ТСОДВН, ТСОД

СН-1, ТСОДСН-2, ТСОД

НН – ставки на содержание электрических сетей на соответствующем уровне напряжения;

kСН-1ВН =ТСОД

СН-1/ТСОДВН – установленное отношение ставки на

содержание электрических сетей по уровню напряжения СН-1 к ставке на содержание электрических сетей по уровню напряжения ВН;

kСН-2ВН =ТСОД

СН-2/ТСОДВН – установленное отношение ставки на

содержание электрических сетей по уровню напряжения СН-1 к ставке на содержание электрических сетей по уровню напряжения ВН;

kННВН =ТСОД

НН/ТСОДВН – установленное отношение ставки на

содержание электрических сетей по уровню напряжения СН-1 к ставке на содержание электрических сетей по уровню напряжения ВН

Вряд ли для электросетевой организации имеет принципиальное значение, какая именно часть необходимой валовой выручки будет собираться по конкретному уровню напряжения, главное – чтобы НВВ собиралась в целом.

Второй вопрос – насколько правомерна вертикальная ценовая дискриминация потребителей. У большинства потребителей отсутствует возможность перехода с одного уровня напряжения на другой. Если котловые тарифы в регионе едины для потребителей независимо от протяженности сетей, возможно, что их следует уравнять и для различных уровней напряжения, введя дифференциацию тарифов на передачу по диапазонам мощности (аналогично дифференциации сбытовых надбавок гарантирующих поставшиков).

Список использованных источников

1. Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 «О

ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике».

2. Приказ ФСТ России от 30.03.2012 № 228-э (ред. от 24.08.2017) «Об утверждении Методических указаний по

73

регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала».

3. Приказ ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2 (ред. от 29.03.2018) «Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке».

4. Приказы и постановления региональных органов ценового регулирования субъектов РФ «Об утверждении единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии»

TRANSMISSION TARIFFS DIFFERENTIATION REDUCTION

ON ACCOUNT TO CROSS-SUBSIDISATION

O.V. Temnaya RANEPA,

Moscow, Russia

The study of Russian regional tariffs reveals that a different voltage levels approved voltage levels including cross-subsidisation, are closer than «economically justified» transmission rates. The article shows the analysis of regulatory transmission rates calculation procedure and makes the proposal to simplify it.

Keywords: transmission, gross revenue requirement of a grid company, voltage levels, transmission rates.

УДК 624.014.27

МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННОЙ

СЕЙСМИЧЕСКОЙ ОПАСНОСТИ

В.Л. Янн, И.Ж. Козенко, И В. . Архипов

Дальневосточный Федеральный Университет, г. Владивосток, Российская Федерация

В данной статье представлены причины разрушения

трубопровода в сейсмических районах, а так же рассмотрены методы защиты: от нормируемых технической документацией до инновационных патентных разработок.

74

Ключевые слова: сейсмика, магистральный трубопровод, методы защиты.

Одним из факторов, детерминирующих, развитие ТЭК в

различных регионах России является прокладка трубопроводов в условиях повышенной сейсмической активности, ввиду угрозы аварии при транспортировке сырья. Около 20 % территории России занимают сейсмические зоны, в которых сила землетрясения по шкале магнитуд Рихтера достигает 6 – 7 баллов, и 5% территорий с землетрясением силой 8 – 9 баллов по шкале магнитуд Рихтера. К таким территориям относятся Северный Кавказ, Алтай, Саяны, Прибайкалье, Становое нагорье, Якутия и весь Дальний Восток, включая Камчатку, Курильские острова и Сахалин.

Сейсмическое воздействие на трубопровод представляет собой поле перемещения грунта, под воздействием сейсмических волн определенной длины, каждая из которых доминирует в различные периоды землетрясения из-за разницы скорости их распространения.

Причины разрушения или повреждения подземных трубопроводов можно разделить на три группы.

Первая причина: деформации трубопровода происходят в результаты распространения вдоль трубы сейсмической волны. В трубопроводе возникают значительные по величине напряжения сжатия – растяжения, приводящие к его разрушению.

Вторая причина: осевое удлинение или изгибные деформации трубопровода, вызванные различными деформациями смежных участков трассы, сложенных грунтами с различными динамическими свойствами.

Третья причина: изгибные деформации, излом, срез трубопровода или осевые деформации в местах их присоединения к резервуарам, колодцам, различному оборудованию или трубопроводам другого направления.

Основная цель проектирования в данных условиях заключается в разработке конструктивных решений, которые позволят противостоять нагрузкам при землетрясении, будут при этом безопасными и экономически целесообразными.

На этапе проектирования трубопроводов важнейшим антисейсмическим мероприятием является правильный выбор трассы с учетом данных сейсмического районирования: не следует пересекать линии тектонических разломов и выбирать участки, сложенные сейсмически неустойчивыми грунтами.

75

Основными конструктивными особенностями прокладки трубопроводов в условиях повышенной сейсмоопасности согласно СП 86.13330.2014 и ВСН 2 – 137 – 81 являются организация траншеи с пологими откосами, обратная засыпка траншеи рыхлым грунтом, а также устройства подсыпки из песка, так как при землетрясении рыхлые грунты могут просесть.

Трубопроводы в траншеях с довольно пологими откосами и при условии слабого защемления грунтом даже во время сильных землетрясений может обойтись без разрушений, так как во время землетрясения трубопровод приподнимается или «выходит» из траншеи, в результате чего сейсмические напряжения частично компенсируются.

От свойств грунтов существенно зависит интенсивность сотрясения и особенности развития колебательного процесса в системе «трубопровод – грунт». В зависимости от плотности и однородности окружающей трубопровод грунтовой среды, наличия мерзлоты, степени обводненности и льдистости грунтов будут различными интенсивность проявления землетрясения и механизм взаимодействия сооружения с грунтовой средой.

Остальные методы защиты трубопровода являются патентными. К ним можно отнести демпфирующую обкладку, водонепроницаемую траншею и обертки трубопровода.

Демпфирующая обкладка компенсирует поперечные продольные нагрузки и демпфирует колебания, вызванные сейсмическим воздействием и заключается в использовании упругодеформируемых элементов (покрышки) с шагом от 0 до 10 метром и засыпается щебнем, что решает проблему с вымыванием грунта.

Благодаря отсутствию защемления трубопровода грунтом и возможности свободного перемещения и деформирования трубопровода при сейсмической активности происходит существенное уменьшение механических напряжений в стенке трубы. Благодаря отсутствию в траншее легкоразмываемых водой грунтов (мелкий песок, торф) обеспечивается стабильность компенсирующих и демпфирующих свойств данного способа прокладки.

Водонепроницаемая траншея – траншея, заполненная песком и герметизированная путем обертывания геомембранами и сварки их между собой для обеспечения сухих условий внутри траншеи. Данные мероприятия увеличивают обтекаемость трубопровода наполнителем, уменьшая воздействие грунта на трубу.

76

Выполнение оболочки из эластичного материала обеспечивают ее растяжимость, что увеличивает объем создаваемой емкости в случае вытекании нефтепродукта. Использование песчаного наполнителя обеспечивает оптимальный отпор грунта с точки зрения его силового воздействия на трубопровод.

Обертка трубопровода – применение скального листа из эластичного пористого нетканого синтетического материала, пропитанного смолой для дополнительной твердости. Между трубой и скальным листом образуется канал, который уменьшает защемление трубопровода в грунте, однако на практике при засыпке трубопровода скальный лист придавливает к трубе, перекрывая таким образом канал. Для предотвращения этого трубопровода огибается по спирали гибким элементом круглого поперечного сечения с постоянным шагом навивки.

Однако нанесение на трубопровод специальных оберток в известном решении в полевых условиях является процессом не технологичным и трудоемким.

Так же отдельным методом защиты трубопровода являются сильфонные компенсаторы. Основная часть сильфонного компенсатора - сильфон - упругая гофрированная металлическая оболочка, обладающая способностью растягиваться, изгибаться либо сдвигаться под осевыми, сдвиговыми или угловыми нагрузками. Рекомендуется использовать для глушения сейсмической активности силой до 9 баллов по шкале магнитуд Рихтера.

Все перечисленные методы можно разделить на две крупные категории:

По конструктивным особенностям прокладки трубопровода (разработка траншеи с пологими откосами, устройство подсыпки из мягкого грунта и демпфирующая обкладка)

По уменьшению степени защемления трубопровода в грунте (технология водонепроницаемой траншеи, применение оберток трубопровода, засыпка траншеи рыхлым грунтом)

Список использованных источников

1. ВСН 2 – 137 – 81 Инструкция по проектированию

магистральных трубопроводов в сейсмических районах (акт.01.01.2019) – Введ: 1982 – 07 – 01. – М: Миннефтегазстрой – 1982. – 19с.

77

2. СП 86.13330.2014 Магистральные трубопроводы. (акт. 01.01.2019). – Введ. 2014-06-01. – М.: Минстрой России. – 2014. – 176 с.

3. ТУ 002773 – 2008. Компенсаторы сильфонные многослойные металлические – Введ. 2008 – 01 – 01. – СПб.: ООО «Кронштадт» - 2008. – 34 с.

4. Гехман, А.С., Напетваридзе Ш. Г. Сейсмостойкость магистральных трубопроводов и специальных сооружений нефтяной и газовой промышленности. М.: Наука, 1980. – 172 с.

5. Наваррете, Д.Д.Х, Мустафин Ф.М. Способы прокладки подземных трубопроводов в сейсмических районах // Нефтегазовое дело – 2011. №2. – С. 34-37.

6. Пат. 2250409 РФ. Способ прокладки подземного трубопровода в зона с повышенной сейсмичностью / Мухаметдинов Х.К. Опубл. 2005 – 04 – 20.

7. Пат. 2447348 РФ. Способ прокладки трубопровода в сейсмических районах / Веселов Д.М. Опубл. 2012 – 10 – 04.

8. Пат. 2509249 РФ. Способ прокладки подземного трубопровода при пересечении активной сейсмотектонической зоны / Путивский С.А. Опубл. 2014 – 03 – 10

9. Пат. 243894 С2 2013 РФ. Способ прокладки подземного трубопровода в зонах с повышенной сейсмической активностью / Тарасов Ю.Д. Опубл. 2013 – 11 – 10.

MAJOR PIPELINE PROTECTION IN CONDITIONS OF

INCREASED SEISMIC DANGER

V.L. Yann , I. Zh. Kozenko, I.V. Arkhipov

Far Eastern Federal University, Vladivostok, Russian Federation

This article presents the reasons for the destruction of the pipeline in

seismic areas, as well as the methods of protection: from standardized technical documentation to innovative patent developments.

Key words: seismic, major pipeline, methods of protection.

78

СОДЕРЖАНИЕ

УТИЛИЗАЦИЯ ТЕПЛА УХОДЯЩИХ ГАЗОВ НА ГПА И.В. Архипов, И. Ж. Козенко, В.Л. Янн…………………………………

3

ПРОБЛЕМЫ КАДРОВОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАЗВИТИЯ АРКТИЧЕСКОЙ ЗОНЫ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ (НА ПРИМЕРЕ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА) В.В. Белякова, М.Н. Коршунов…………………………………………..

5

ОТХОДЫ УГЛЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В КАЧЕСТВЕ СОРБЕНТОВ-КАТАЛИЗАТОРОВ С.Н. Горобец………………………………………………………………

11

АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ НЕДОСТАТКОВ СУЩЕСТВУЮЩИХ СИСТЕМ БЕЗОПАСНОСТИ НА КОТЕЛЬНЫХ А.В. Доценко, О.С. Власова………………………………………………

14

НАГРЕВАТЕЛЬНЫЙ КАБЕЛЬ, ВИДЫ, КЛАССИФИКАЦИИ, КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ, ИХ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ О. В. Жиркова……………………………………………………………..

17

ВОПРОСЫ КУЛЬТУРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ СОХРАНЕНИЯ ЗДОРОВЬЯ ПЕРСОНАЛА НА ОБЪЕКТАХ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ РЕГИОНА И.П. Карначёв, В.Г. Николаев, А.А. Смирнова, С.В. Николаев……….

22

ОБЯЗАТЕЛЬНЫЙ МОНИТОРИНГ НА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ И ЛИНЕЙНЫХ СООРУЖЕНИЯХ Т.А. Квасова……………………………………………………………….

27

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В ПО MATRIX LABORATORY И. Ж. Козенко, И.В. Архипов, В.Л. Янн…………………………………

32

ЭТАЛОННЫЙ МЕТОД УСТАНОВЛЕНИЯ СБЫТОВЫХ НАДБАВОК ГАРАНТИРУЮЩИХ ПОСТАВЩИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ: ОСОБЕННОСТИ РЕГУЛИРОВАНИЯ В РОССИИ В.В. Кузнецов, О.О. Мозговая……………………………………………

36

79

ЦЕЛЕВЫЕ ОРИЕНТИРЫ УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИКОЙ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ П.Н. Мальцева……………………………………………………………..

46

ТЕПЛО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС КАК ИНСТРУМЕНТ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТРАТЕГИИ РОССИИ Е.С. Романова……………………………………………………………..

50

МЕТОДИКА СБРОРА ИНФОРМАЦИИ ДЛЯ ПРИНЯТИЯ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ИНВЕСТИЦИОННЫМ ПРОЕКТАМ ПРЕДПРИЯТИЙ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА А.Н. Сотник……………………………………………………………….

55

ОБРАЗОВАНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ НАГНЕТАТЕЛЯ ПРИ КОМПРИМИРОВАНИИ ГАЗА М.С. Степанов……………………………………………………………..

61

СНИЖЕНИЕ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ ТАРИФОВ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА СЧЕТ ПЕРЕКРЕСТНОГО СУБСИДИРОВАНИЯ О.В. Темная………………………………………………………………..

65

МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННОЙ СЕЙСМИЧЕСКОЙ ОПАСНОСТИ В.Л. Янн, И.Ж. Козенко, И В. . Архипов ……………………………...

73

80

Топливно-энергетический комплекс России:

актуальные проблемы и стратегия развития

II Международная научно-практическая конференция Сборник статей

Сборник будет размещен в РИНЦ (договор № 760-03/2017К от 31/3/2017)

Под общей редакцией А.Н. Силина, Б.Я. Татарских

Ответственный за выпуск специалист по учебно-методической работе МНИЦ Е.А. Галиуллина.

Компьютерная верстка Т.В. Масловой

Статьи публикуются в авторской редакции

Подписано в печать 04.07.19 Формат 60×84 1/16 Бумага SvetoCopy Уч.-изд. лист.3,6 Тираж 95 экз. Заказ № 53

РИО ПГАУ 440014, г. Пенза, ул. Ботаническая, 30